Energienetze

Wärmeplanung der Kommunen: Viele rechtliche Fragen sind noch unbeantwortet

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Woher soll die Wärme in Zukunft kommen? Aus dem Gas-, Strom- oder Fernwärmenetz?  Mit diesen Fragen zur Wärmeplanung beschäftigen sich derzeit viele Kommunen. Denn die Klimaziele zwingen zum Umdenken und bestehende Vertragsbindungen mit der Energiewirtschaft laufen fristgemäß aus. Um den Rechtsrahmen klarer zu gestalten, hat die Stiftung Umweltenergierecht einen Vorschlag gemacht. In der Ausgabe 7-8/2022 der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutern Julian Senders und Oliver Antoni die Einzelheiten.

Die Versorgung der Bevölkerung mit Wärme und Strom gehört zu den grundlegenden Aufgaben der Kommunen. Einige Bundesländer haben dazu eine sogenannte Wärmeplanung gesetzlich vorgeschrieben: So muss in Baden-Württemberg jede Gemeinde eine Bestandsanalyse, Potenzialanalyse und ein klimaneutrales Szenario 2040 erarbeiten. Auch Schleswig-Holstein hat eine Wärmeplanung vorgeschrieben. In Berlin gilt nach dem Energiewendegesetz, dass der Netzbetreiber das Land bei der Erreichung seiner Ziele unterstützen soll.

Die Stiftung Umweltenergierecht hat das Instrument der Wärmeplanung im Rahmen eines Zuwendungsprojekts des Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz  analysiert und kommt zu einer positiven Bewertung: “Gerade aufgrund der Berücksichtigung der Gegebenheiten vor Ort kann ein solcher Plan sehr individuell ausfallen und kleinteilige Potenziale erschließen. Ein wichtiger Aspekt der Planung ist der Ausbau von Wärmenetzen, die auch in Konkurrenz zu bereits vorhandenen Gasnetzen stehen können,” erläutert Projektleiter Oliver Antoni.

Oliver Antoni, Stiftung Umweltenergierecht, plädiert für eine Erweiterung des Konzessionsrechtes.  Bildquelle: Manuel Reger

 

Aus juristischer Sicht ist die Wärmeplanung bisher einen interner Plan der Behörde. “Die Maßnahmen könnten im Einzelnen den Ermessensspielraum der Behörden einschränken, wenn eine Entscheidung mit der Planung offensichtlich im Widerspruch stünde”, analysiert der wissenschaftliche Mitarbeiter Julian Senders.

Julian Senders, Stiftung Umweltenergierecht hat die Rechtslage bei der Planung der Wärmeversorgung untersucht.

Julian Senders, Stiftung Umweltenergierecht, hat die Rechtslage der kommunalen Wärmeplanung  untersucht.    Bildquelle: Manuel Reger

 

Konzessionsrecht mit Klimaschutz verbinden

Um die Rechtslage zur Wärmeplanung zu klären, schlägt die Stifung Umweltenergierecht eine Erweiterung des Konzessionsrechts vor. Denn gesetzlich klar geregelt ist die Beziehung der Betreiber von Energienetzen und der Gemeinde: Verlaufen Leitungen öffentlichen Grund, schreibt die Kommune Konzessionen aus. Der Betreiber, der den Zuschlag erhält, bekommt gegen Gebühr ein Wegenutzungsrecht.

Nach Einschätzung der Rechtsexperten könnte eine Änderung des Konzessionsrechts für deutlich mehr Dynamik beim Klimaschutz sorgen. Eine Bundesrechtsverordnung regelt derzeit das Nebenleistungsverbot, so dass sich die Konzession sehr eng auf den reinen Netzbetrieb beschränkt. Durch Lockerung dieses Verbots und eine Flexibilisierung bei der Handhabung der Vergabekriterien, wäre es möglich, einen klimaschutzorientierten Netzbetrieb zu fördern.

Letztlich ist das Konzessionsrecht die Grundlage, um die Bevölkerung mit Energie zu versorgen: “Die Kommunen sind nicht nur im Eigentum öffentlicher Straßen, sondern sie haben auch eine Verpflichtung zur Daseinsvorsorge. Diese Verantwortung überträgt eine Gemeinde an einen Netzbetreiber, indem sie ihm den Zuschlag für eine Konzession erteilt”, macht Antoni deutlich.

Für den Netzbetreiber schafft das Konzessionsrecht Verlässlichkeit. Der Aufbau einer Netzinfrastruktur ist eine Investition über Jahrzehnte und so wird ein Konzessionsvertrag üblicherweise über 20 Jahre abgeschlossen.

In den kommenden Jahren laufen in vielen Kommunen die  Konzessionen aus und müssen neu ausgeschrieben werden. Bei der Neuvergabe von Konzessionen hat die Gemeinde bestimmte Regeln zu beachten: Kriterien sind  Umweltverträglichkeit, zunehmende Versorgung mit erneuerbaren Energien, Preisgünstigkeit und Effizienz. Kommunalwirtschaftliche Interessen dürfen hingegen nicht berücksichtigt werden.

zwei Dekaden für die Umstellung auf erneuerbare Energien

Mit einer neuen Ausschreibung werden auch die bisherigen Konzepte der Energieversorgung hinterfragt. Denn die Klimaziele erfordern eine zügige Umstellung der Wärmeversorgung auf erneuerbare Energien.  “In spätestens 22 Jahren soll eine fossile Energieversorgung Geschichte sein. Daraus ergibt sich, dass eine Kommune bereits bei der Neuvergabe von Konzessionen die Energieversorgung in 20 Jahren mitdenken muss”, betont Antoni.

Um CO2 insgesamt zu vermeiden, sei eine gleichzeitige Betrachtung der Gas-, Strom- und Wärmenetze sinnvoll. Bisher würden Konzessionsverträge aber für Strom-, Gas- und Fernwärmenetze getrennt  geschlossen. “Zukünftig sollten Netzbetreiber stärker integriert planen und sich mit weiteren Akteuren abstimmen,” so Antoni.

“Im Sinne des Klimaschutzes brauchen wir einen Rechtsrahmen, der eine abgestimmte Planung zwischen den Sektoren ermöglicht und eine weitergehende Verantwortung von Netzbetreibern und Energieversorgern für den Klimaschutz zulässt”, ergänzt Senders. Um einen bundesweit einheitlichen Rechtsrahmen zu schaffen, müsse der Bund die Länder per Gesetz auffordern, entsprechende Regelungen für die Kommunen zu erlassen.

 www.stiftung-umweltenergierecht.de

Studie Wärmeplanung und Gaskonzessionen

Der vollständige Überblicksartikel und das Interview mit Projektleiter Oliver Antoni ist in EW 7-8/ 2022 erschienen.

Bestandsaufnahme Energiewende im Januar 2022: Es gibt viel zu tun.

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Handelsblatt-Energiegipfel 2022 in Berlin

Hybrider Branchentreff im Januar 2022: Online und auf der Bühne viel Diskussion um die Energiewende. Bildquelle: Handelsblatt-Energiegipfel

Der jährliche Branchentreffpunkt „Handelsblatt-Energiegipfel“ Mitte Januar zeigt die Agenda der aktuellen Energiethemen zu Beginn des neuen Jahres. Für 2022 fällt die Bilanz gemischt aus. Fortschritte bei der Dekarbonisierung gibt es, aber sie bleiben hinter den Zielen zurück. Gesucht wird die konkrete Gestaltung eines neuen Energiesystems und einer klimaneutralen Wirtschaft.

Auf der Branchenveranstaltung zum Jahresauftakt kamen Vertreter aus Energiewirtschaft, Verkehrssektor, Industrie, Politik und Wissenschaft in Berlin und digital zusammen und zeigten insgesamt ein großes Verständnis für den Transformationsprozess und die nötigen Schritte. Dekarbonisierung der Wirtschaft wird vor allem verstanden als eine Stromproduktion aus Strom aus Photovoltaik- und Windanlagen, Gaskraftwerke als Unterstützung sowie eine Wasserstoffinfrastruktur als Speichermedium und Rohstoffbasis für die industrielle Produktion insbesondere in der Chemie- und Stahlindustrie.

Das Ziel: Klimaneutralität und günstige Energieversorgung

Robert Habeck betonte die Notwendigkeit des Umbaus und der staatlichen Unterstützung. Bildquelle: Handelsblatt-Energiegipfel

Robert Habeck, Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz betonte die Notwendigkeit von Emissionssenkungen in allen Branchen, damit Deutschland bis 2045 klimaneutral werden könne. Er sieht in der Überwindung des fossilen Energiesystems zudem die Chance auf eine günstigere Energieversorgung durch erneuerbare Energien, wenn die nötige Infrastruktur mit Erzeugungsanlagen, Netzen und Elektrolyseuren erst einmal aufgebaut sei. Für Investitionen in die Dekarbonisierung kündigte er staatliche Unterstützung an.

Klimafreundliche Mobilität als persönliche Entscheidung

Neben Energiewirtschaft und Industrieproduktion ist die Transformation auch eine Aufgabe für den Verkehrssektor. Bundesverkehrsminister Volker Wissing appellierte an jeden einzelnen Bürger, einen Beitrag zur Verkehrswende zu leisten. Ob E-Auto, Hybrid, Fahrrad oder öffentlicher Personennahverkehr (ÖPNV) – jeder solle entscheiden, welche Form der klimafreundlichen Mobilität für ihn passe. In ländlichen Regionen werde weiterhin der Individualverkehr benötigt, während in den Metropolen ein dichtes Angebot durch den ÖPNV möglich sei. Viele Menschen wünschten sich zudem den Ausbau von Radwegen.

Die Vielfalt der Wege zu mehr Klimaschutz steht auch für den Prozess der Transformation als Ganzes. Zentral bleibt dabei die Frage, was grüne Energie ist und wie diese in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen kann. Auf europäischer Ebene wurde Ende 2021 in der EU-Taxonomie die Klimafreundlichkeit von Investitionsvorhaben definiert. Dieser Rahmen soll Unternehmen zu mehr Transparenz verpflichten und damit  Finanzinvestoren die Bewertung erleichtern, ob eine Anlage nachhaltig im Sinne des Klimaschutzes ist.

EU-Taxonomie zur Bewertung grüner Investitionen umstritten

Auf dem Handelsblatt-Energiegipfel 2022 äußerten sich viele Branchenvertreter kritisch zu den jüngsten europäischen Vorgaben. Im Zentrum der Bedenken stehen die geplanten Bewertungen von Investitionen in Kern- und Gaskraftwerke. Aus deutscher Sicht ist unverständlich, dass die europäischen Vorgaben Investitionen in Atomkraftwerke als klimafreundliche Energieerzeugung einstufen. Zwar entsteht bei der Stromerzeugung kein CO2, allerdings wird die Technologie selbst und die damit verbundenen radioaktiven Abfälle in der deutschen Gesellschaft als ein zu großes Risiko wahrgenommen.

Kritisiert wurden zudem die Vorgaben der EU-Taxonomie für Gaskraftwerke als zu rigide. Die Branche sieht darin einen Widerspruch zum großen Bedarf in Deutschland an Backup-Kraftwerken als Ergänzung zur fluktuierenden Einspeisung aus Photovoltaik und Windanlagen. Die stark einschränkenden Vorgaben in Bezug auf  Größe und technische Ausstattung könnten zur Folge haben, dass Investitionen in Gaskraftwerke ausbleiben.

Abseits der Diskussionen über den Ausbau von Erzeugung, Netzen und Speichern mit vorhandenen Technologien entwickeln sich auch neue Verfahren der Energiegewinnung. Das Startup Marbel Fusion aus München stellte eine Methode vor, mit Lasertechnologie eine Kernfusion zu erzeugen. Die geplanten Kraftwerke sollen in der Lage sein, Strom CO2-frei und sicher zu erzeugen.

Keine Denkverbote: Diskussion über technische Möglichkeiten von Kernfusion, CO2-Abscheidung und Speicherung. Bildquelle: Handelsblatt-Energiegipfel.

Forschung an Fusionskraftwerken

Grundlegend für die Entwicklungen von Marbel Fusion sind Fortschritte bei Lasertechnik und Plasmaphysik. Insbesondere jüngste Innovationen der Laser- und Materialwissenschaft ermöglichten ultrakurzgepulstete, hochintensive Laser und nanostrukturierte Treibstoffe. Bei der Verwendung von Wasserstoff und Bor als Fusionstreibstoffe entstehen nach Unternehmensangaben keine problematischen Abfälle. Fusionskraftwerke könnten nach Einschätzung von Marvel Fusion ab den 2030er Jahren an bestehenden Kraftwerksstandorten alte Anlagen ersetzen und Ballungsräume und energieintensive Industrien versorgen.

https://marvelfusion.com

https://veranstaltungen.handelsblatt.com/energie/

Die Berechnungen eines Wasserstoffnetzes werden konkreter

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Die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas) hat sich mit der Infrastruktur eines klimaneutralen Deutschlands in einer aktuellen Studie beschäftigt und mit dem Beratungsunternehmen 4Management ein mögliches Wasserstoffnetz für Deutschland im Jahr 2030 und 2050 entwickelt.

Berechnetes Wasserstoffnetz für das Jahr 2050. Bildquelle FNB Gas

Ziel der Modellrechnung war, die nötige Infrastruktur für den Wasserstofftransport zu ermitteln. Wasserstoff wird in der Studie gleichermaßen als Energieträger, Rohstoff und Speichermedium betrachtet und in den Branchen Stahl, Chemie, Raffinerien, Verkehr, Wärme und Energie eingesetzt. In einer szenariobasierten Netzsimulation für 2050 wurden dazu die Ein- und Ausspeisepunkte, Produktionsmengen und Industriestandorte modelliert.

Für 2030 kommt die Simulation auf eine Länge von 5.100 km. Davon könnten 3.700 km durch die Umstellung von Gasleitungen entstehen. Bis zum Jahr 2050 soll das H2-Netz dann auf mehr als die doppelte Länge erweitert werden. Von den dann 13.300 km wären rund 11.000 km aus umgestellten Gasleitungen darstellbar.

Die auf Basis strömungsmechanischer Simulationen geplanten Netze für die Jahre 2030 und 2050 passen zu den angekündigten Wasserstoffprojekten des Marktes und den Vorhaben der Bundesregierung. Ein wesentlicher Teil der vorgesehenen Wasserstoffleitungen könnte durch eine Umstellung von vorhandenen Erdgasleitungen entstehen. Den H2-Gesamtbedarf für Deutschland schätzt die FNB Gas für das Jahr 2030 auf 71 TWh und für 2050 auf 504 TWh.

Wasserstoff ist vielseitig einsetzbar

Der Wasserstoffbedarf ergibt sich durch den Betrieb von Direktreduktionsanlagen anstelle von Hochöfen und den Ersatz von Methan oder Öl als Ausgangsstoffe in chemischen Produkten. Auch die Umstellung von Zügen und LKW auf Wasserstoffantrieb sowie die Erzeugung von Strom bei Bedarfsspitzen steigern die Nachfrage.

Die Investitionskosten für den Wasserstofftransport per Pipeline bis zum Jahr 2050 schätzt FNB Gas auf 18 Mrd. Euro. Nicht berücksichtigt seien dabei Kosten zur Umstellung von Speicherinfrastruktur, für Offshore-Leitungen oder auch Leitungen für die Anbindung von Erzeugungsanlagen und zu einzelnen Verbrauchern.

Investitionsvorhaben in der Planung

Zusätzlich zu den Berechnungen der Netzkapazitäten haben die Fernleitungsnetzbetreiber im Rahmen des Netzentwicklungsplans Gas 2022-2032 die bestehenden Investitionspläne des Marktes ermittelt. Dabei haben sich rund 250 Wasserstoffprojekte zwischen den Projektträgern und den FNB durch Absichtserklärungen (MoU) zum Kapazitätsbedarf und einer Inbetriebnahme ergeben.

„Jetzt, da eine Vielzahl von Projektträgern eine Umsetzungsabsicht konkret nachgewiesen hat, können wir die notwendigen Umstellungen von Erdgasleitungen auf Wasserstoff, den Neubaubedarf von Wasserstoffleitungen sowie erforderliche Verstärkungsmaßnahmen im Erdgasnetz konkretisieren,“ erläutert Inga Posch, Geschäftsführerin der FNB Gas. In der Summe ergebe sich daraus ein Wasserstoffbedarf von 165 TWh. Diese Projekte sollen im Netzentwicklungsplan Gas 2022-2032 abgebildet werden.

Markthochlauf mit blauem und grünem Wasserstoff

Die zwölf Mitglieder der FNB Gas gehen aufgrund der benötigten Mengen an Wasserstoff davon aus, dass dieser sowohl aus erneuerbaren Energien als auch aus Erdgas erzeugt wird. „Voraussichtlich wird der grüne Wasserstoff zunächst nicht ausreichen, um den bis dahin bestehenden Bedarf zu decken und einen schnellen und bezahlbaren Markthochlauf zu erreichen,“ so Gößmann.

Technologieoffenheit sei außerdem wichtig, um die vorhandene Gasinfrastruktur neben Wasserstoff auch für weitere klimaneutrale Gase wie Biogas oder synthetisches Methan zu nutzen. Damit könnte zusätzlich und schnell umsetzbar über alle Sektoren CO2-reduziert werden. „Um eine H2-Readiness der Gasinfrastruktur voranzutreiben, brauchen wir attraktive Investitionsbedingungen sowie eine gemeinsame Regulierung und Netzplanung für Gas und Wasserstoff“, fordert Gößmann.

Neben der Nutzung als Rohstoff und Energieträger eignet sich Wasserstoff insbesondere für die Speicherung von Energie in unterirdischen Kavernen. Deutschland verfügt im weltweiten Vergleich über die viertgrößten Speicherkapazitäten für Erdgas. Nach Abschätzung von FNB Gas wären Salzkavernen und damit rund die Hälfte der heutigen Erdgasspeicher auch für die Speicherung von Wasserstoff geeignet.

www.fnb-gas.de

Der Beitrag in gesamter Länge ist in der Ausgabe 1/2022 der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erschienen.

Bildquelle: FNB Gas

Mehr als eine Idee: Wasserstoff anstelle von Erdgas

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Für die einen ist das Gasnetz die Basis für eine CO2-neutrale Wirtschaft. Für die anderen ist es ein Relikt aus dem fossilen Zeitalter, das sie lieber heute als morgen hinter sich lassen möchten. Tatsächlich gibt es für beide Positionen gute Argumente, wie auf der Handelsblatt Jahrestagung Gas 2021 deutlich wurde. Bekannt sind vor allem die Einsparziele für die CO2-Emissionen in den nächsten Jahren. Der Weg dorthin führt in großen Teilen durch unbekanntes Terrain.

Es ist ein Fakt, über den das Mutterland der Energiewende vielleicht lieber hinweg sehen würde: Auch nach über 20 Jahren Förderung der erneuerbaren Energien wird die Energieversorgung in Deutschland wesentlich durch fossile Energien gedeckt. Im ersten Halbjahr 2021 war Erdgas in Deutschland der wichtigste Primärenergieträger, gefolgt von Mineralöl. Strom aus erneuerbaren Energien belegte Platz 3, wobei die Produktion aus Wind im ersten Halbjahr 2021 nach Angaben des Statistischen Bundesamtes um 21 % niedriger als im stürmischeren Vorjahr.

Die Dimension des Gasverbrauchs in Deutschland ist ein Grund, weshalb viele Branchenvertreter davon ausgehen, dass auch in Zukunft weiterhin Gas durch das 511.000 km lange Netz strömen wird. Flexible Gaskraftwerke können die Stromversorgung absichern und so wetterbedingte Produktionsschwankungen der erneuerbaren Energien ausgleichen. Die Sicherheit der Stromversorgung lässt sich derzeit ohne Gas nicht vorstellen.

Heute Erdgas, übermorgen Wasserstoff – und morgen?

Bis 2045 – dem Jahr der Klimaneutralität – ist nicht mehr lange hin, daher lastet auf der Planung der künftig benötigten Infrastruktur ein enormer Zeitdruck. Ludwig Möhring, Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie (BVEG), unterstütze in der Online-Debatte die Zielsetzung einer Klimaneutralität und forderte, die Umsetzung zu gestalten. Er erwartete eine stärkere Elektrifizierung, vermisste aber eine Debatte über die Rolle von Gas im Wärmemarkt und in der Stromerzeugung. Das derzeitige Narrativ ermögliche keinen Weg zu einer Transformation.

Wie die Gasinfrastruktur in Zukunft genutzt werden kann, ist Gegenstand intensiver Diskussionen. In einer dekarbonisierten Wirtschaft soll Erdgas langfristig durch Wasserstoff ersetzt werden, der ebenfalls über ein Pipelinesystem transportiert werden könnte. Ob dieses künftig benötigte Leitungssystem allerdings mit dem heutigen vergleichbar ist, ist noch offen. Denn es lässt sich schwer prognostizieren, in welchem Maße Haushalte und Industriezentren Wasserstoff nutzen werden.

Von Erdgas zu Wasserstoff – mehr als ein Austausch der Moleküle

Wasserstoff, der über einen Elektrolyseur aus erneuerbarem Strom produziert wird, gilt als Königsweg einer künftigen Energiesystems. Klarer Vorteil ist die CO2-freie Energie mit hoher Dichte. Wasserstoff lässt sich ähnlich nutzen wie Erdgas, ist aber als Rohstoff um ein vielfaches teurer und stellt höhere Anforderungen an die Sicherheit. Ob die privaten Verbraucher künftig mit Wasserstoff heizen oder sich preiswertere Alternativen suchen, ist offen. Je nach Einschätzung wird Wasserstoff als Champagner oder Mineralwasser der Energiewende gesehen.

Im Prinzip lässt sich das Gasnetz auch für eine Beimischung von Wasserstoff nutzen. Dadurch lässt sich der Energiegehalt des Gases erhöhen – bei gleichzeitig geringeren CO2-Emissionen. Die bedeutet allerdings einige technische Veränderungen, um den Eigenschaften des Wasserstoffs Rechnung zu tragen.

So benötigt der Transport des trägeren Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas deutlich mehr Energie. Evgeniy Grin, PJSC Gazprom aus St. Petersburg, Russland, erläuterte, dass eine Beimischung von Wasserstoff mehr als viermal soviel Energie benötige, um auf einen Druck von 80 bar zu bekommen. Beimischungen seien auch aus einem anderen Grund problematisch: Viele Kunden benötigten reines Erdgas. Grin warnte zudem vor technischen Risiken von Lekagen, da das Pipelinesystem nicht dafür ausgelegt sei.

Transport von Erdgas und Wasserstoff im Vergleich

Auf der Suche nach Lösungen

Es gibt einige Antworten auf die vielen offenen Fragen des künftigen Energiesystems: Eine Strategie setzt auf maximale Offenheit. Neue Gaskraftwerke sollen grundsätzlich Wasserstoff-Ready sein, d.h. solange Erdgas verfügbar ist, sollen sie mit Erdgas laufen. Steht Wasserstoff zur Verfügung könnten sie auch den Strom aus Wasserstoff erzeugen. Roger Miesen, RWE Generation SE gibt allerdings zu bedenken, dass die Wasserstoffkraftwerke durch eine Wasserstoffpipeline versorgt werden müssten, die es heute noch nicht gebe. Ohnehin sei unklar, ob sich die Investition in ein Gaskraftwerk rechne, wenn dies nur als Back-up für fehlenden Strom aus Photovoltaik und Windanlangen in Betrieb sei.

Jochen Homann, Bundesnetzagentur, betonte die Bedeutung einer gründlichen Planung eines Wasserstoffnetzes. Diese hänge davon ab, wo der Wasserstoff eingesetzt werde. Homann hob die Bedeutung einer systemischen Gesamtschau und von klaren Zielvorgaben hervor, wo der Wasserstoff eingesetzt werden soll. Er berichtete von zahlreichen Projekten zur Produktion von Wasserstoff. Sollten diese alle umgesetzt werden, würde das sogar die erwartete Nachfrage übersteigen.

Bildquellen: Zukunft Gas; Gasprom

www.veranstaltungen.handelsblatt.com/gas/

 

Ein Blick auf die Details: Nachhaltigkeit innerhalb des Gassystems

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Andreas Hoffknecht, Geschäftsführer der Energienetze Mittelrhein,  Foto: evm/Matthias Brand

Wenn Gasversorger ihre Strategie sich auf den Klimaschutz ausrichten, ist das weniger sichtbar als der Bau von Wind- und Photovoltaikanlagen zur Stromerzeugung.  Aber auch hier kommen digitale Technologien zum Einsatz und verändern den Betrieb. Im Interview für die Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Andreas Hoffknecht, Geschäftsführer der Energienetze Mittelrhein, der Netzgesellschaft in der evm-Gruppe, wie das Gasnetz mit Blick auf 2040 weiterentwickelt wird.  

Die Strategie der evm-Gruppe ist eher unauffällig, aber ein Beispiel für die kontinuierliche schrittweise Neuausrichtung:  Der Energieversorger beliefert in den rheinischen Mittelgebirgen Eifel, Hunsrück und Westerwald sowie im Mittelrheintal seine Kunden mit Strom, Gas, Wasser und Telekommunikationsdienstleistungen. Das Unternehmen betreibt  dabei keine repräsentativen Leuchtturmprojekte, sondern passt den Unternehmensalltag sukzessive an die Anforderungen des Klimaschutzes an.

Digitalisierung auf der Montage

Foto: Sascha Ditscher / ditscher.de

Mit den Möglichkeiten der Digitalisierung verändert sich der Unternehmensalltag.  Hoffknecht berichtet von sehr positiven Erfahrungen, Beispielsweise bei der Nutzung von speziellen Helmen für Netzmonteure, die mit Kamera und Display ausgestattet wurden. Dadurch können jüngere Monteure vor Ort  durch ältere Mitarbeiter in der Zentrale unterstützt werden.

Simulation der Druckstufen

Eine Innovation, die die Arbeit grundlegend verändert habe, sei zudem der Aufbau einer Gasnetzsimulation gewesen. Damit ist es möglich, die gesamten rund 6.500 km Leitungen über alle Druckstufen zu simulieren. Durch die Simulation lasse sich bei Veränderungen im Netz schnell abschätzen, ob neue Leitungen erforderlich werden. Bis das neue System genutzt werden konnte hat das Unternehmen innerhalb von vier Jahren Projektarbeit einen sechsstelligen Betrag in die Digitalisierung investiert und die Messungen mit dem TÜV kalibriert. Sehr schnell seien siebenstellige Investitionskosten und sechsstellige jährliche Betriebskosten gespart worden.

Simulation der Druckstufen im Gasnetz, Quelle: evm

BHKW und Biogasanlagen

Die Umsetzung der Energiewende ist in der Unternehmensstrategie seit 20 Jahren sukzessive entwickelt worden. Eine erste Maßnahme sei eine Erdgasentspannungs-turbine und ein nachgelagertes Blockheizkraftwerk gewesen. Die Anlage könne in Zeiten mit geringerem Gasverbrauch wie in den Sommermonaten, elektrische Energie erzeugen und ins Stromnetz einspeisen. Durch die Kopplung kann das Gasnetz ganzjährig mit maximalem Durchsatz gefahren werden, berichtet Hoffknecht.

Ein weiterer Schritt seien Investitionen in  Biogasanlagen  gewesen: In Boppard-Hellerwald ist 2012 die erste Anlage in Betrieb gegangen, erläutert Hoffknecht. Seit 2018 speise eine weitere in der Ortsgemeinde Plaidt ein. Demnächst nehme eine dritte Anlage im Westerwald den Betrieb auf. Als wichtigen strategischen Schritt bewertet Hoffknecht  die Beteiligung an einem Pilotprojekt der Thüga : “Von 2012 bis 2016 haben wir gemeinsam eine Power-to-Gas-Anlage betrieben und Knowhow und Erfahrungen mit dieser Technologie gesammelt. Wenn die Rahmenbedingungen einen wirtschaftlichen Betrieb erlauben, wird auch die evm-Gruppe eigene Power-to-Gas-Anlagen aufbauen.”

Erdgasbusse in Koblenz

Bei der Mobilität ist das Unternehmen ebenfalls aktiv: In Koblenz wurde eine große Erdgastankstelle aufgebaut und seit dem Winterfahrplan 2020/2021 ist auch eine neue Erdgasbusflotte in Betrieb. “In Koblenz wurden zunächst auch Elektrobusse getestet, die aber mit der Tallage der Stadt nicht so gut zurecht kamen. Im Schwerlastverkehr ist Gas auf jeden Fall ökonomisch und ökologisch sinnvoll. Im privaten Bereich wird der Fokus hingegen auf den Elektrofahrzeugen liegen,” ist Hoffknecht überzeugt.

Heizungsumstellung: Von Öl zu Gas

Die Landbevölkerung in der Region orientiere sich zunehmend in Städte wie Koblenz, Mayen und Montabaur. Das sei in der Erneuerungs- und Erweiterungsstrategie für das Gasnetz 2040 berücksichtigt worden. Ziel sei es,  das Netz weiter zu verdichten. Aus der Umstellung von alten Ölheizungen auf Gasheizungen werde zusätzliche Nachfrage erwartet. Auch wenn nur ein Teil der 60.000 möglichen Kunden ein Gasanschluss beantrage, seien das relevante Größenordnungen, die zu den derzeitigen 180.000 Abnehmern hinzukommen werden.

Gasanschlüsse gefragt

Während es beim Netzausbau im Strombereich viel Widerstand in der Bevölkerung gibt, würden Gasnetze von der Bevölkerung außer bei temporären Baustellen kaum wahrgenommen. Insgesamt ist der Zuspruch sehr hoch. In den 255 Kommunen, die der evm die Konzession erteilt haben, bestehe ein hohes Interesse weitere Bürger anzuschließen, so dass es sogar zu Wartezeiten bei den Anschlüssen komme.

All-Electric-Society ist kein Allheilmittel

Unabhängig von diesen Weiterentwicklungen muss sich das Unternehmen auch die Frage stellen, welche Zukunft Erdgas als fossiler Energieträger hat. Für Hoffknecht ist klar, dass eine All-Electric-Society kein Allheilmittel für die Energiewende ist. In einem Projekt der Deutschen Energie-Agentur (dena) zur integrierten Energiewende sei erarbeitet worden, wie wichtig es ist, technologieoffen an die Energiewende heranzugehen. Gas werde weiterhin im Wärme- und Verkehrssektor benötigt. Im Rahmen der Dekarbonisierung sei klar, dass das klassische Erdgas mittelfristig durch andere synthetische Gase, Biogas und Wasserstoff ersetzt werde.

Der Aufbau eines Wasserstoffnetzes werde in den nächsten Jahren viel Raum einnehmen. Die Bundesregierung habe die Nationale Wasserstoffstrategie vorgegeben und nun müssten die Unternehmen die richtigen Schritte umsetzen. Die Netze seien dabei der Dreh- und Angelpunkt. Die Leitungen seien vorhanden, müssen aber H2-Ready gemacht werden.

Das vollständige Interview ist in EW 2/3 -2021 erschienen.

Bildquelle: evm-Gruppe

http://www.evm.de

 

Gastransporte im Pipelinesystem: Erdgas oder Wasserstoff?

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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