Transite als Treiber fĂŒr den Osten

Bildtitel:




31. Oktober 2022

Transite als Treiber fĂŒr den Osten

H2-Transportbedarf forciert Infrastrukturaufbau
Im Jahr 2045 könnten 54 Terawattstunden (TWh) Wasserstoff in Ostdeutschland fehlen, Jahr fĂŒr Jahr wohlgemerkt. Wie bei Prognosen ĂŒblich, ist das noch von vielen Faktoren wie beispielsweise der genauen H2-Nachfrage in den einzelnen Sektoren abhĂ€ngig. Aber eines ist klar: Es fehlt an der benötigten H2-Infrastruktur, wenn das Szenario Diversifizierung eintritt. Dann mĂŒssen weitere 48 TWh Transitbedarf ĂŒber Transportleitungen in benachbarte Regionen verteilt werden. Voraussetzung dafĂŒr wĂ€ren zahlreiche Leitungen, die von Erdgas auf Wasserstoff umgerĂŒstet werden, sowie weitere neuinstallierte Pipelines.

Diese Annahme belegt die Studie „Wasserstoffmarkthochlauf in Ostdeutschland bis 2045 – Eine Infrastrukturanalyse anhand der regionalen Erzeugungspotenziale und Bedarfe“. Wissenschaftler des Energiewirtschaftlichen Instituts an der UniversitĂ€t zu Köln, kurz als EWI bekannt, haben diese im Auftrag des Netzbetreibers fĂŒr Gasfernleitungen Gascade Gastransport verfasst. Das EWI-Team analysiert in der Studie zwei Szenarien zur Entwicklung von Bedarf und Angebot von Wasserstoff in Ostdeutschland: Das Szenario „Diversifizierung“ unterstellt eine grĂ¶ĂŸere Rolle des Wasserstoffs bei der Substitution fossiler EnergietrĂ€ger, wĂ€hrend das Szenario „Elektrifizierung“ von einer starken Elektrifizierung des Energieverbrauchs ausgeht.

Das Nord-SĂŒd-GefĂ€lle

„In Ostdeutschland wird sich voraussichtlich ein Nord-SĂŒd-GefĂ€lle des Wasserstoffbedarfs einstellen“, sagt Dr. Eren Çam. Er leitet den Bereich Energierohstoffe am EWI und hat die Studie zusammen mit drei Kollegen verfasst. Farblich dargestellt, ist das GefĂ€lle durch den blauen und roten Bereich in den Abbildungen 2 und 3 besonders gut sichtbar fĂŒr das Jahr 2045. „Die regionalen Unterschiede und das steigende Potenzial an H2-Transiten durch den Osten Deutschlands könnten entscheidende Treiber der wachsenden Wasserstoffinfrastruktur werden.“

Die H2-Bilanzen ergeben zusammen mit dem möglichen Import- und Exportbedarf in Ostdeutschland ein Bild des kĂŒnftigen Transportbedarfs. Demnach zeigt sich bei einer starken Durchdringung strombasierter Anwendungen lediglich ein Wasserstoffdefizit von 2 TWh im Jahr 2045. Wasserstofftransite wĂ€ren dann kaum nötig.

Die H2-Produktion hat großes Potenzial im Osten Deutschlands: Neben der ökostrombasierten H2-Produktion könnten auch die Erdgasreformierung oder die Methanpyrolyse mit Abscheidung anfallender CO2-Emissionen klimaneutrale Alternativen sein. Dadurch wĂŒrden sich die Regionen bis zum Jahr 2030 zu einem Netto-Exporteur von Wasserstoff entwickeln. Die EWI-Wissenschaftler schĂ€tzen das Produktionspotenzial auf jĂ€hrlich bis zu 366 TWh im Jahr 2045. So wĂŒrde sich ein noch grĂ¶ĂŸerer Bedarf an Pipelines ergeben.

Anreize fĂŒr Investoren schaffen

Wie ein kĂŒnftiges Wasserstoffnetz aussehen sollte, ist gegenwĂ€rtig umstritten und hĂ€ngt entscheidend davon ab, wie sich Angebot und Nachfrage entwickeln. Unter anderem beeinflussen das die Technologie- und Kostenentwicklungen sowie möglichen Förderungsmechanismen. Diese Unsicherheiten machen Investitionen in Wasserstoffnetze risikoreich. Zudem ist die Herstellung von grĂŒnem, mit Ökostromanlagen hergestelltem Wasserstoff zurzeit meist unwirtschaftlich.

Die Vorstellungen zu einem möglichen kĂŒnftigen Netz reichen deshalb von einzelnen Inselnetzen bis hin zu einem flĂ€chendeckenden und umfassend vermaschten Netz. Man kann sich das analog zum heutigen Erdgasnetz vorstellen. „Mit der nun beschlossenen sogenannten Opt-in-Regulierung fĂŒr Betreiber von Wasserstoffnetzen hat der Gesetzgeber einen Schritt unternommen, die Sicherheit fĂŒr Investitionen zu erhöhen und einen bedarfsgerechten Ausbau kĂŒnftiger Wasserstoffnetze sicherzustellen“, erklĂ€rt Çam. In einer Übergangsphase soll es den Betreibern von Wasserstoffleitungen demnach freigestellt werden, ob sie sich der Netzregulierung unterwerfen oder nicht.

Nutzung von Erdgasleitungen

Siemens Energy, Gascade und Nowega haben in der Studie „Wasserstoffinfrastruktur – tragende SĂ€ule der Energiewende” die Umstellung von Ferngasnetzen auf Wasserstoff in der Praxis betrachtet: Entgegen einer oftmals vertretenen Auffassung liege die transportierbare Energiemenge von Wasserstoff nur wenig unter der von Erdgas, heißt es in dem Papier. Fazit: Deshalb habe die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff auch nur geringe Auswirkungen auf die KapazitĂ€t einer Pipeline.

Der obere Heizwert von Erdgas liegt etwa dreimal so hoch wie der von Wasserstoff. Beim Vergleich des Energieflusses zweier Gase durch eine Pipeline spielt jedoch nicht allein das Volumen eine Rolle, sondern die drei Parameter Dichte, Strömungsgeschwindigkeit und Druck, erklĂ€ren die Autoren. „Da Wasserstoff eine neunmal geringere Dichte und die dreifache Strömungsgeschwindigkeit von Erdgas aufweist, kann in der Pipeline bei gleichem Druck und in der gleichen Zeit fast dreimal so viel Wasserstoff wie Erdgas transportiert werden.“ Die Energiedichte verringert sich demnach kaum. Eine UmrĂŒstung der Erdgasleitungen, um sie fĂŒr H2 zu nutzen, ist also durchaus sinnvoll.

Das Henne-Ei-Problem

Wer geht zuerst ins Risiko? Derzeit wird versucht, das sogenannte Henne-Ei-Problem ĂŒber Pilot- und Demonstrationsprojekte aufzulösen, um eine Skalierung der Projekte sowie eine Kostensenkung der Technologie zu erreichen. Im Ergebnis der EWI-Studie zeigt sich, dass das H2-Startnetz im Rahmen der „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI) bis 2030 einen Großteil des Transportbedarfs abdeckt und in beiden Szenarien auch benötigt wird.

Mittelfristig reicht die reine Finanzierung von Pilot- und Demonstrationsprojekten allerdings nicht mehr aus, um Wasserstoffangebot und -nachfrage dauerhaft anzureizen und die Kommerzialisierung voranzutreiben, resĂŒmieren die EWI-Forscher. Es gilt also, Angebot und Nachfrage zusĂ€tzlich zu fördern.

Die Kosten fĂŒr grĂŒnen Wasserstoff, der die Erdgasleitungen kĂŒnftig befĂŒllen soll, hĂ€ngen vor allem an zwei Komponenten: den Stromkosten inklusive aller Umlagen und den Investitionskosten fĂŒr den Elektrolyseur. Die Investitionskosten könnten durch gezielte Fördermaßnahmen, beispielsweise durch ZuschĂŒsse oder zinslose Darlehen, gesenkt werden, erklĂ€ren die Wissenschaftler. Auch könnten innovative Herstellungsmethoden fĂŒr Elektrolyseure gefördert werden. Denn durch den Ausbau der ProduktionskapazitĂ€ten ergeben sich Lern- und Skalierungseffekte, und ein höherer Automatisierungsgrad könnte die Kosten reduzieren.

Contracts for Difference

Auf Seiten der Stromkosten hat der Gesetzgeber ebenfalls erste Schritte unternommen: H2-Produzenten werden unter bestimmten Bedingungen von den Netzentgelten befreit. Auch die EEG-Umlage ist zum 1. Juli 2022 weggefallen – davon profitieren natĂŒrlich auch die Betreiber von Elektrolyseuren. Schwieriger ist es bei den Strombezugskosten: Mit den zuletzt stark gestiegenen Börsenstrompreisen wird auch die Wirtschaftlichkeit grĂŒnen Wasserstoffs schwieriger.

Langfristig hilft deshalb nur der Ausbau der erneuerbaren Energien. Kurzfristig können auch gezielte Fördermaßnahmen, beispielsweise DifferenzvertrĂ€ge (Contracts for Difference), helfen, einen Maximalstrompreis oder einen Abnahmepreis fĂŒr Wasserstoff fĂŒr Produzenten abzusichern. Das ist ein durchaus gĂ€ngiges Mittel in der Marktwirtschaft, um eine neue Technologie aufzubauen.

Zu Beginn ist es deshalb sinnvoll, kleinere Inselnetze in Industriezentren (z. B. im mitteldeutschen Chemiedreieck) oder in BallungsrĂ€umen (z. B. Berlin) aufzubauen, um lokale Nachfrager, Erzeuger und Speicher zu verbinden. Im nĂ€chsten Schritt können diese Inselnetze untereinander sowie zu möglichen Importpunkten an der KĂŒste oder zu benachbarten Regionen verbunden werden. Langfristig entsteht dann daraus ein deutschlandweites Netz, das den ĂŒberregionalen Ausgleich und den grenzĂŒberschreitenden Handel ermöglicht.

Auf der Nachfrageseite kann grĂŒner Wasserstoff potenziell sehr unterschiedlich eingesetzt werden, beispielsweise in Brennstoffzellen-Lkw, -ZĂŒgen oder -Bussen, um Treibhausgasemissionen im ÖPNV zu reduzieren, um ein paar Beispiele aus der MobilitĂ€t zu nennen.

Welche Regionen profitieren besonders? Zum einen sind es vor allem die industriellen Zentren, z. B. der Chemie- und Stahlindustrie, die eine Transformation hin zu einer klimafreundlichen Produktion vor sich haben. Zum anderen Regionen, in denen ProduktionskapazitĂ€ten fĂŒr Elektrolyseure errichtet werden. Nicht zuletzt werden hier neue ArbeitsplĂ€tze entstehen und zusĂ€tzliche Steuereinnahmen erzielt.

Welche Akteure können die Entwicklung voranbringen?

Beim pipelinebasierten H2-Transport liegt es nahe, dass sich Erdgastransport- und Verteilnetzbetreiber auch als kĂŒnftige Betreiber eines Wasserstoffnetzes anbieten. Sie verfĂŒgen ĂŒber die Möglichkeit zur UmrĂŒstung bestehender Erdgas- zu Wasserstoffpipelines – auch wenn das hoher Investitionen bedarf. Zudem sind sie geĂŒbt im Transport von gasförmigen EnergietrĂ€gern sowie dem Betrieb regulierter Versorgungsleitungen.

Analysen des EWI belegten zudem, dass Energieversorger eine zentrale Rolle auf der Angebotsseite einnehmen könnten. Denn diese haben einen entscheidenden Wettbewerbsvorteil: Durch ihre Kernkompetenzen in der Stromerzeugung und im Stromhandel sowie ihre hĂ€ufig breit gestreuten Erzeugungsportfolios – inklusive Ökostromanlagen – verfĂŒgen sie ĂŒber die nötige Expertise, um die Elektrolyseure mit dem Stromsystem zu koppeln.

Autor: Niels Hendrik Petersen

Abb. 1: Die Verlegung der EuropĂ€ische Gas-Anbindungsleitung (EUGAL) in Brandenburg: Die Erdgas-Pipeline lĂ€uft von der deutschen OstseekĂŒste bis nach Tschechien.

Quelle: Gascade Gastransport

Quellenangabe:

JCB erreicht H2-Meilenstein

Der britische Land- und Baumaschinenhersteller JCB hat im MĂ€rz 2023 die Produktion seines fĂŒnfzigsten H2-Verbrennungsmotors...

mehr lesen

0 Kommentare

Einen Kommentar abschicken

Deine E-Mail-Adresse wird nicht veröffentlicht. Erforderliche Felder sind mit * markiert

preloader