Branchenkongress gat 2023 in Köln

Um eine funktionsfähige Wasserstoffwirtschaft zu etablieren, muss die gesamte Wertschöpfungskette adressiert werden. Dabei gilt es, sowohl die marktlichen und regulatorischen als auch die technischen Aspekte (Standardisierung) im Blick zu behalten. Auf der Veranstaltung gat 2023 im September in Köln bekam man einen Eindruck davon, wie intensiv die Branche an der Umsetzung arbeitet. Spannend sind hier unter anderem die Umstellpläne der Gasnetzbetreiber in Richtung klimaneutrale Gase. Die zweite Phase des sogenannten Gasnetzgebietstransformationsplans zeigt auch das große Interesse seitens Kommunen und Industrie.

Dr. Kirsten Westphal machte klar, wie man beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) die Zukunft auf dem Wärmemarkt sieht: „Anstelle von Erdgas werden zukünftig vor allem Wasserstoff und seine Derivate zum Einsatz kommen“, sagte das Mitglied der Hauptgeschäftsführung auf der Veranstaltung in Köln. Dabei werde der Wasserstoff sowohl aus heimischer Produktion als auch, zu erheblichen Anteilen, aus Importen stammen. Beim BDEW macht man sich keine Sorgen, dass es hier zu einer Mangelsituation kommt. „Die Studienlage zeigt, dass ausreichende Mengen an Wasserstoff verfügbar gemacht werden können“, konstatierte Westphal.

Allerdings benötigt der Hochlauf der Wasserstofferzeugung die richtigen Rahmenbedingungen. Dazu zählt die BDEW-Vertreterin neben der Beschleunigung und Stärkung des Ausbaus erneuerbarer Energien in Deutschland auch die schnelle Notifizierung der IPCEI-Projekte (IPCEI: Important Projects of Common European Interest) für Wasserstofferzeugung durch die EU, die dann Ende des Jahres tatsächlich erfolgte (s. S. 20), sowie weitere ergänzende Förderprogramme zur Erreichung des Elektrolyseziels von 10 GW im Jahr 2030.

Auf der Importseite fordert Westphal von der Politik die kurzfristige Vorlage einer Importstrategie ein. Zudem sollte auch die Finanzierung von Importprojekten durch Maßnahmen flankiert werden, etwa durch Hermesdeckungen oder Kapitalzuschüsse.

Aufbau eines funktionierenden H₂-Handelsmarktes

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Ein Aspekt von besonderer Bedeutung ist jedoch, den Hochlauf der Wasserstofferzeugung in die Entwicklung eines Marktes einzubetten. In den verschiedenen Phasen werden hier jeweils andere politische Instrumente benötigt: zu Beginn mehr Steuerung und Förderung, später zunehmend Markt und weniger Förderung. Zielbild ist ein funktionierender Handelsmarkt, auf dem Wasserstoffmengen nach marktwirtschaftlichen Mechanismen effizient verteilt werden.

Doch was kennzeichnet das Zielbild des eingeschwungenen Wasserstoffmarkts? Dazu nannte die BDEW-Expertin in Köln ein ganzes Bündel an Kriterien:

• Erzeugung und Handel von Wasserstoff und seinen Derivaten in Deutschland, der EU und global in ausreichenden Mengen
• Die Kombination aus Langfristverträgen (insbesondere auf der Importstufe) mit wettbewerbsfähigen Preisen, die die aktuellen Marktbedingungen reflektieren, sowie zunehmend Spotlieferungen
• Der Handel von Herkunftsnachweisen, Zertifikaten und Commodity auf einem einheitlichen, standardisierten europäischen Markt inkl. eines internationalen Anschlusses
• Wettbewerb beim Zugang zum Endkunden sowie auf der Anbieterseite transparente Preissignale und hinreichende Marktliquidität
• Eine voll funktionsfähige und umspannende Netzinfrastruktur. Ein diskriminierungsfreier Netzzugang für alle wettbewerblichen Akteure auf dem Wasserstoffmarkt. Der H₂-Netzzugang basiert dabei im Grundsatz auf dem Entry-Exit-System.
• Klimaneutraler Wasserstoff wird überall dort eingesetzt, wo Nachfrage besteht. Dabei richtet sich die Nachfrage nach dem Marktpreis.
• Speicher sichern die Versorgungssicherheit für Wasserstoff sowie Derivate ab und eröffnen verschiedene Flexibilisierungen des Wasserstoffmarktes. Es gibt sowohl dezentrale Erzeugung und Abnahme als auch zentrale Speicher.

Bei all diesen Vorhaben sind laut Westphal eine transparente und integre Standardisierung sowie Zertifizierungen vonnöten, auch um eine Akzeptanz für Wasserstoff und seine Derivate zu schaffen, wozu es zudem einen stabilen Regulierungsrahmen braucht.

Standardisierung von besonderer Bedeutung

Das Etablieren von Standards ist auch aus der Sicht von Dr. Thomas Gößmann das Mittel der Wahl. Dabei gilt es laut dem Thyssengas-Chef zu berücksichtigen, dass die Genehmigungsbehörden mit dem Thema Wasserstoff bislang nur wenige Berührungspunkte und daher in den meisten Fällen noch keine Erfahrung haben.

Für das Exportland Deutschland sei die Verständigung auf internationale Standards von besonderer Bedeutung, konstatierte auf der gat auch die Ministerialdirigentin im Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF), Oda Keppler. Dies gelte unter anderem auch für die Qualitätskriterien für das Produkt Wasserstoff, da sonst der internationale Handel nicht in Gang komme.

Für den Erfolg der Wasserstoffwirtschaft ist es laut Gößmann zudem entscheidend, die Bevölkerung einzubinden: „Wenn es dem Land der Ingenieure gelingt, die Menschen mitzunehmen, dann werden wir es auch schaffen“, ist sich der Thyssengas-Chef sicher. Dabei sei es auch wichtig, den Fokus nicht zu sehr auf die Farbenlehre des Wasserstoffs zu richten. Diese sei für viele Menschen sowieso kaum nachvollziehbar: „Wir sind farbenblind. Wir stellen die Autobahn, wer darüberfährt, ist uns egal“, sagte der Netzbetreiber.

Dr. Frank Reiners ist sich sicher, dass es mit der Wasserstoffwirtschaft nur richtig losgehen wird, wenn es gelingt, die gesamte Wertschöpfungskette zu bespielen. Nach Einschätzung des Mitglieds der Geschäftsführung von Open Grid Europe ist dabei jedoch der Leitungsbau von besonderer Bedeutung. Deutschland habe hier als Drehscheibe eine besondere Rolle und Verantwortung, da viele Gaspipelines hier anlanden beziehungsweise zusammenkommen. „Wir können es uns nicht leisten, nichts zu tun“, konstatierte Reiners in Köln.

Abb. 2: Prof. Gerald Linke, Vorstandsvorsitzender des DVGW, sagte bei der Eröffnung der Branchenveranstaltung gat in Köln: „Das Backbone-Netz muss allen Regionen in Deutschland den Zugang zu klimaneutralem Wasserstoff ermöglichen.“

H₂-Kernnetz für alle Regionen

Beim Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) begrüßt man den Vorstoß der Bundesregierung, in einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes einen gesetzlichen Rahmen für die schnelle Genehmigung und den Aufbau eines Wasserstoffkernnetzes zu etablieren. Allerdings geht dem DVGW dieser Ansatz nicht weit genug: „Das Backbone-Netz muss allen Regionen in Deutschland den Zugang zu klimaneutralem Wasserstoff ermöglichen, da sonst eine Abwanderung ganzer Wirtschaftszweige droht, insbesondere im Bereich des Mittelstands“, sagte der DVGW-Chef Prof. Gerald Linke auf der Branchenveranstaltung.

In einem zweiten Schritt brauche es deshalb auch eine Transformationsregulierung für Gasverteilnetze. Ohne eine umfassende Umstellung der bestehenden Gasverteilinfrastruktur sei es nicht möglich, die Anschlüsse von 1,8 Mio. Industrie- und Gewerbekunden in Richtung Klimaneutralität zu transformieren, betont Linke.

Die Grundlage für den Transport zu den Endkunden hat der DVGW gemeinsam mit der Initiative H2vorOrt im sogenannten Gasnetzgebietstransformationsplan (GTP) geschaffen. Im aktuellen zweiten Planungsjahr haben sich daran 241 Gasverteilnetzbetreiber beteiligt, eine deutliche Steigerung gegenüber den 180 Unternehmen im Vorjahr. Aktuell deckt der GTP nun Gasleitungen mit einer Gesamtlänge von 415.000 km ab und erreicht 381 der insgesamt 401 deutschen Landkreise.

Der Planungsprozess beim GTP ist bewusst ergebnisoffen angelegt und umfasst sowohl die Umnutzung, die Stilllegung und den partiellen Neubau von Leitungen. Berücksichtigt werden sämtliche neuen, klimaneutralen Gase, also neben Wasserstoff etwa auch Biomethan. Ziel des GTP ist es, die Transformation auf Verteilnetzebene zu beschleunigen und durch die Einzelplanungen der Netzbetreiber in Abstimmung mit den anderen Stufen der Versorgungskette ein kohärentes Zielbild für ganz Deutschland zu schaffen. Im Rahmen der GTP-Planung analysieren die Netzbetreiber dabei auf Basis ihrer konkreten Situation vor Ort die Bedarfe ihrer Kunden, die dezentrale Einspeisesituation, die Entwicklung der Wasserstoffbereitstellung durch vorgelagerte Netzbetreiber und die technische Eignung ihrer Netze für Wasserstoff.

Erstmals in Deutschland wurde auf der OGE-Verdichterstation Emsbüren mit der Umstellung einer Ferngasleitung auf den Transport von Wasserstoff begonnen

Kommunen und Industrie planen mit Wasserstoff

Teil des GTP ist auch eine Befragung der Endkunden durch die jeweiligen Netzbetreiber. Diese ergab einen deutlichen Zuspruch zum Einsatz klimaneutraler Gase. So sehen langfristig lediglich fünf Prozent der knapp 1.000 befragten Kommunen keinen Bedarf für die Verwendung klimaneutraler Gase. Von den knapp 2.000 antwortenden industriellen Großkunden setzen mehr als drei Viertel auf Wasserstoff. 29 Prozent sehen bereits bis zum Jahr 2030 eine Option für den Einsatz von Wasserstoff, weitere 30 Prozent erwarten einen solchen in der kommenden Dekade.

Einige aktuelle Projekte zeigen, dass diese Visionen bereits in die Tat umgesetzt werden. So fiel Mitte Oktober auf der Verdichterstation Emsbüren des Netzbetreibers OGE in Niedersachsen der Startschuss zur Umstellung der ersten Ferngasleitung für den Transport von Wasserstoff (s. Abb. 3). Als Teil des Projekts GET H2 Nukleus soll damit der Kern für eine bundesweite Wasserstoffinfrastruktur etabliert werden. Mit der Umstellung wollen die beteiligten Netzbetreiber Abnehmern aus Industrie und Mittelstand einen Anschluss an die Wasserstoffversorgung ermöglichen.

Die meisten der befragten Kommunen setzen laut einer DVGW-Umfrage langfristig auf klimaneutrale Gase

Ein weiteres Projekt startete Anfang November im Energiepark Bad Lauchstädt mit dem Beginn der zweiten Phase der Umstellung einer Gastransportleitung für den Wasserstofftransport. Für den technisch einwandfreien Betrieb des Leitungsnetzes der Zukunft des Fernleitungsnetzbetreibers Ontras Gastransport wurde eine Molchschleuse eingehoben. In den folgenden Monaten wird die Inbetriebnahme der Wasserstoffleitung weiter vorbereitet. Dazu ist der Bau einer Übergabestation sowie die Einrichtung der Anlage zur Gasreinigung und -trocknung notwendig. Bis zur vollständigen Inbetriebnahme des Energieparks Bad Lauchstädt im Jahr 2025 folgen dann bereits Testtransporte von Wasserstoff, die wissenschaftlich durch das DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg begleitet werden.

Solche Projekte tragen dazu bei, zunehmend die Standortvorteile des Kontinents zu adressieren. Prof. Thomas Thiemann von Siemens Energy brachte die Situation auf der gat in Köln so auf den Punkt: „Europa hat mit dem großen Pipelinenetz und den Speichern ein riesiges Asset gegenüber anderen. Diesen Vorteil müssen wir ausspielen.“

    
76 Prozent der befragten Industriekunden haben Interesse an Wasserstoff

Studie: Grüner Wasserstoff langfristig nicht teurer als Gas
Die Endkundenpreise für grünen Wasserstoff könnten mittel- und langfristig im Bereich von Erdgas beziehungsweise der heute geltenden Gaspreisbremse von 12 ct/kWh liegen. Das hat eine Studie von Frontier Economics im Auftrag des DVGW ermittelt. Vergleicht man die Gesamtkosten – also Kosten für Anschaffung, Gebäudesanierung und Betrieb –, liegt danach sowohl bei Einfamilien- als auch bei Mehrfamilienhäusern eine mit Wasserstoff betriebene Gastherme je nach Gebäudetyp und Effizienzklasse auf einem ähnlichen Niveau wie eine elektrisch betriebene Wärmepumpe. In der Studie wurden die Gesamtkosten verschiedener Energieträger für Haushalte sowie für exemplarische Wärmeversorgungslösungen miteinander verglichen.

Für den Kostenvergleich wurden indikative Endkundenpreise, die auf Gestehungskosten basieren, herangezogen. Neben den Preisen für gasförmige Energieträger vergleicht die DVGW-Studie auch die Gesamtkosten, die auf Haushalte je nach Wärmeversorgungslösung zukommen können. Denn mit Blick auf die Einhaltung der Klimaziele muss die Wärmeerzeugung für die Gebäude in Deutschland grundlegend umgestellt werden, so der DVGW.

Ziel der Untersuchung ist es einerseits, die Endkundenpreise von grünem Wasserstoff ins Verhältnis zu alternativen Energieträgern für Haushalte in den Jahren 2035 und 2045 zu setzen. Andererseits fokussiert die Analyse auf die Gesamtkosten verschiedener Wärmeversorgungslösungen bei zwei ausgewählten Gebäudetypen der Effizienzklassen B und D. Betrachtet werden Grüngasthermen auf Basis von Biomethan und klimaneutralem Wasserstoff sowie Wärmepumpen.

Insgesamt zeigt der Vergleich, dass die Kostenrelationen der Energieträger sich über den betrachteten Zeitraum verändern: Während die Endkundenpreise für klimaneutralen Wasserstoff in Deutschland bis zum Jahr 2035 voraussichtlich noch über denen für Erdgas und Biomethan liegen, könnten sie bis 2045 ein vergleichbares Niveau erreichen.

Haushalte in Deutschland müssten demnach im Jahr 2035 zwischen 12 und 17 ct/kWh für Wasserstoff bezahlen. Der Preis für Erdgas läge hingegen, unter Berücksichtigung steigender CO₂-Preise, zwischen 9 und 11 ct/kWh und der für Biomethan knapp darüber, bei etwa 10 bis 13 ct/kWh, je nach verwendeter Biomasse bei seiner Erzeugung.

Nach 2035 könnten die Endkundenpreise für Wasserstoff sinken und sich denen von Erdgas annähern. Wesentliche Treiber hierfür sind unter anderem die Degression der Kosten für die H₂-Produktion sowie steigende CO₂-Preise im Rahmen des Emissionshandels. Im Jahr 2045 könnten dann laut Studie die Bezugskosten für Wasserstoff auf rund 11 bis 15 ct/kWh sinken.

Autor: Michael Nallinger