Statkraft hofft auf EU-Förderung für Wasserstofferzeugung in Emden

Statkraft hofft auf EU-Förderung für Wasserstofferzeugung in Emden

Statkraft, Europas größter Erzeuger erneuerbarer Energien, kann bei seinen Plänen zum Aufbau eines Wasserstoff-Produktionsstandorts im niedersächsischen Emden voraussichtlich auf die Unterstützung durch die Europäische Union setzen. Das Unternehmen wurde ausgewählt, einen Zuwendungsbescheid über eine Fördersumme von bis zu 107 Millionen Euro für sein Projekt bestehend aus einer 200-MW-Elektrolyse und einem 50-MW-Wärmepumpensystem zu verhandeln. Damit könnten jährlich bis zu 20.000 Tonnen erneuerbarer Wasserstoff und bis zu 50.000 MWh grüne Wärme erzeugt werden. Bereits heute beliefert Statkraft Industriekunden in Emden mit Fernwärme aus der dortigen Biomasse-Anlage. Die Förderzuwendung stammt aus dem EU-Innovations-Fonds, mit dem die Entwicklung von innovativen Technologien zur Senkung von Treibhausgasemissionen in Europa gefördert wird.

„In Emden schlagen wir das erste Kapitel unserer ambitionierten Wasserstoffpläne in Deutschland auf“, sagt Helge-Jürgen Beil, Vice President Hydrogen bei Statkraft in Deutschland. „Wir wollen ein wichtiger Player im deutschen Wasserstoff-Markt sein und freuen uns sehr, dass wir in diesem für uns bedeutenden Projekt mit einer Förderung durch die EU rechnen dürfen.“ Statkraft hat bereits mehrere Absichtserklärungen mit potenziellen Abnehmern für grünen Wasserstoff und grüne Fernwärme in Emden unterzeichnet. Das Unternehmen wird nun in die Verhandlungen des Zuwendungsbescheids mit der EU einsteigen.

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Derweil schreitet Statkraft auch bei seinem Wasserstoff-Pilot-Projekt, der Entwicklung eines 10-MW-Elektrolyseurs zur Herstellung von grünem Wasserstoff am Standort Emden für den lokalen Verkehrssektor, voran. Voraussichtlich noch in diesem Jahr soll eine Investitionsentscheidung für den Bau der Pilotanlage getroffen werden, mit der Wasserstofftankstellen in der Region versorgt werden sollen.

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Wie in Emden verfolgt Statkraft auch an anderen Unternehmensstandorten die nachhaltige Strategie, bereits existierende Infrastruktur und das Know-how seiner hochqualifizierten Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter für seine grünen Wasserstoffpläne zu nutzen.

Grüner Wasserstoff für die Industrie

Im ersten Schritt sollen aus Emden heraus bis zu 20.000 Tonnen erneuerbarer Wasserstoff für die Dekarbonisierung der Industrie bereitgestellt werden. Später kommen dann jährlich bis zu 50.000 MWh Fernwärme hinzu. Die Abwärme aus der Elektrolyse wird mithilfe mehrerer Groß-Wärmepumpen effizient auf ein nutzbares Niveau angehoben und in das örtliche Fernwärmenetz eingespeist.

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Der erzeugte Wasserstoff soll über das Wasserstoffkernnetz zu Kunden bundesweit transportiert werden. Durch das eigene, große Portfolio von Erneuerbare-Energie-Anlagen in Deutschland kann Statkraft eine hohe Auslastung des Elektrolyseurs für eine grüne Wasserstoffherstellung sicherstellen.

Viel Speicherpotenzial in Norddeutschland

Viel Speicherpotenzial in Norddeutschland

Der Salzstock als H2-Speicher

Für einen erfolgreichen Markthochlauf von Wasserstoff sind Speicher unverzichtbar. Als solche eignen sich Salzkavernen gut. Die künstlichen Hohlräume, mehr als tausend Meter tief im Salzgestein, befinden sich vor allem im Nordwesten Deutschlands. Bislang werden sie für fossile Ressourcen wie Erdöl und Erdgas genutzt. In Zukunft sollen sie auch zur Einlagerung von Wasserstoff dienen.

Wer sich nach Harsefeld begibt, einer kleinen Gemeinde in Niedersachsen bei Stade, sieht sich von Wiesen, Feldern und mit einer Hecke bewachsenen Erdwällen, dort „Knicks“ genannt, umgeben. Mittendrin betreibt Storengy Deutschland seit 1992 einen Erdgasspeicher. Nun will die Tochter des französischen Netzbetreibers Engie hier einen der ersten Wasserstoffspeicher Deutschlands errichten.

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Unter der Erde liegende Salzkavernen haben sich schon lange bewährt, um große Mengen Gas sicher zu speichern, erklärt Gunnar Assmann, Projektleiter Wasserstoffspeicherung bei Storengy. „Kavernenspeicher sind technisch geschaffene Hohlräume im Salzgestein, das eine natürliche und dichte Barriere bildet.“ Deshalb möchte das Unternehmen im Rahmen seines Projektes SaltHy zwei Salzkavernen für die Einlagerung von Wasserstoff, der regional mithilfe von Ökostrom aus Windenergieanlagen an Land oder auf See klimaneutral erzeugt werden kann, errichten.

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Norddeutschland ist für den Aufbau einer Wasserstoffspeicher-Infrastruktur aus mehreren Gründen prädestiniert: Zum einen wegen der Nähe zu On- und Offshore-Windparks sowie den künftigen Verbrauchszentren in der Industrie. Außerdem beherbergt die Region rund 80 Prozent der europäischen Kapazitäten für Salzkavernenspeicher. Und es gibt dort schon viele Gasfernleitungen, die für den Transport von Wasserstoff umgerüstet werden können. Deshalb wird auch der Aufbau des von der EU geplanten Fernleitungsnetzes für Wasserstoff, des sogenannten European Hydrogen Backbones, im Nordwesten Deutschlands beginnen. An dieses Netz soll die erste Kaverne von SaltHy (Storage Alignment with Load and Transport of Hydrogen) durch eine Verbindungsleitung angeschlossen werden.

Wasserstoff für die Stahl- und Chemieindustrie
Zwischen 2030 und 2032 soll in Harsefeld die erste Kaverne in Betrieb gehen. Über den Bau der zweiten Kaverne wird das Unternehmen im Jahr 2028 entscheiden; je nachdem, wie sich der H2-Markt bis dahin entwickelt hat. Diese könnte dann 2034 in Betrieb gehen. Beide sind jeweils für eine Menge von bis zu 7.500 Tonnen Wasserstoff ausgelegt. „Das würde beispielsweise den Bedarf eines regionalen Stahlwerks, das 140 Tonnen Wasserstoff pro Tag benötigt, für rund zwei Monate decken“, erklärt Assmann.

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Das H2-Gas wird am Standort Harsefeld in einer obertägigen Anlage behandelt, bevor es unter Tage eingelagert wird. Der Speicherdruck beträgt je nach Menge über 200 bar. In der Transportleitung ist der Druck mit maximal etwas über 80 bar auf jeden Fall geringer. Deshalb wird das Gas vor der Einspeicherung in der Kompressorstation verdichtet und gekühlt. Bei Bedarf kann der Wasserstoff wieder entnommen, aufbereitet und für den Weitertransport ins Netz eingespeist werden.

Eine Machbarkeitsstudie von Storengy Deutschland kam im Jahr 2022 zu einem positiven Ergebnis, ebenso wie eine Marktabfrage bei Unternehmen im März dieses Jahres. „Viele der angekündigten H2-Projekte, für die eine Anbindung an einen Wasserstoffspeicher relevant sein wird, haben einen hohen Reifegrad und befinden sich in Norddeutschland“, teilt das Unternehmen mit – und sieht den Bedarf an neuen unterirdischen Wasserstoffspeichern in Deutschland bestätigt.

Momentan laufen in Harsefeld Kartierungsarbeiten sowie Vorbereitungen für den Genehmigungsprozess. Die unterirdischen Speicher unterliegen dem Bergrecht und müssen von den entsprechenden Landesbehörden bewilligt werden. Planung, Genehmigungsverfahren, Bau und Betrieb solcher Speicher sind eine komplexe Angelegenheit, erläutert der Verfahrensingenieur Assmann, der selbst seit mehr als 30 Jahren im Energiesektor arbeitet. Der Aufwand sollte also nicht unterschätzt werden. Die ersten Unterlagen möchte Storengy noch in diesem Jahr einreichen.

Die Investitionsentscheidung für den untertägigen Teil des Speichers soll Anfang kommenden Jahres fallen. Angesichts des langen Realisierungszeitraums erfolgen die Investitionen gestaffelt in mehreren Schritten, um das Risiko zu vermindern. Das Unternehmen geht dabei finanziell in Vorleistung, damit der Speicherbedarf für Wasserstoff, der sich aus der Marktumfrage ergeben hat, gedeckt werden kann.

H2-Speicher entlasten Stromnetz
Die Bauarbeiten könnten ab 2026 mit dem Abteufen durch erste Bohrungen beginnen, sagt Assmann. Je nach Größe dauert die Solung einer Kaverne – also die Ausspülung mit Wasser – drei bis fünf Jahre. Hier plant man analog zu den Erdgasspeichern einen ungefähr zylindrischen Hohlraum von gut 200 Metern Höhe und circa 60 bis 70 Metern Durchmesser. Wegen der hohen Leistung beim Ein- und Ausspeichern trügen die Kavernen auch zur Entlastung des Stromnetzes bei.

In der Umgebung von Harsefeld sowie in der Metropolregion Hamburg sind große Industriebetriebe ansässig, die künftig viel Wasserstoff brauchen werden, um ihre Produktionsprozesse zu defossilisieren. Neben der metallverarbeitenden Industrie betrifft das auch die Chemiebranche. Zum Beispiel das Werk von Dow im rund 20 Kilometer entfernten Stade. Als Kooperationspartner wird der global agierende Konzern, der an der Unterelbe einen der größten Produktionsstandorte für Chlorchemie in Europa betreibt, das bei der Aussolung der Kaverne anfallende Salz weiterverarbeiten.

Der Hafen von Stade samt Ammoniak-Terminal macht die Stadt an der Unterelbe zu einem Knotenpunkt für Handel, Logistik und industrielle Entwicklung. Über ihn könnte Wasserstoff beispielsweise in Form von Ammoniak importiert werden. Deshalb wird die Region derzeit als Drehscheibe für grünen H2 ausgebaut.


Gunnar Assmann, Projektleiter Wasserstoff bei Storengy Deutschland

Politik sollte Zeitplan für Bedarf erstellen
Storengy Deutschland, das hierzulande mit sechs Standorten für Erdgasspeicher einen Marktanteil von acht Prozent hat, plant neben denen in Harsefeld noch weitere Wasserstoffspeicher. Aus geologischer Sicht eignen sich laut Assmann auch die norddeutschen Standorte in Lesum und Peckensen. Was jedoch aus seiner Sicht seitens der Politik noch fehlt, ist ein Zeitplan für zumindest die kommenden zehn Jahre, in dem die jährlichen Bedarfe für Umwidmung und Neubau von Wasserstoffspeichern hinterlegt sind. Bislang sei offen, welche Kapazitäten bis wann für die H2-Speicherung verfügbar sein sollten. Oder wie die Speicher gefördert und der Zugang zu ihnen geregelt werden soll.

In Frankreich, wo das Mutterunternehmen ebenfalls seit Jahrzehnten Erdgasspeicher betreibt, entwickelt Storengy mit Industriepartnern einen großen Speicher-Demonstrator für grünen Wasserstoff. Eine Salzkaverne in Étrez in der Region Auvergne-Rhône-Alpes trägt mit einer Speicherkapazität von 44 Tonnen Wasserstoff nach Angaben des Unternehmens in Verbindung mit Elektrolyse und Anwendungen in der Chemieindustrie und Schwerlastmobilität zum Aufbau des dortigen „Zero Emission Valley“ bei.

Da vorerst nicht auf fossile Energie verzichtet werden kann, können entsprechende Speicher nicht sofort umgerüstet werden. „Wir werden die Versorgung mit Erdgas noch länger über die bestehenden Speicher absichern müssen“, sagt Assmann. Deshalb sei es notwendig, für den entstehenden Wasserstoffmarkt neue Speicher zu bauen. Erst wenn die Speicher mit fossilem Erdgas nicht mehr gebraucht würden, könnten diese bei Bedarf für die Einlagerung grüner Gase fit gemacht werden.


Betriebsleiter Ralf Possenriede am Standort Harsefeld

H2CE – Stärkung der H2-Regionen in Mitteleuropa

H2CE – Stärkung der H2-Regionen in Mitteleuropa

Regionen-Serie: Berlin-Brandenburg

Das von der Gemeinsamen Landesplanungsabteilung Berlin-Brandenburg initiierte und als Leadpartner geleitete Projekt H2CE zielt auf die Unterstützung mitteleuropäischer Regionen bei der Integration von Wasserstoff in die regionale Energieplanung ab. Das Projekt läuft seit April 2023 über drei Jahre bis März 2026. Die Projektpartnerschaft besteht aus zwölf Partnern aus sieben Ländern (Deutschland, Polen, Österreich, Tschechien, Slowakei, Italien und Kroatien).

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Das EU-Förderinstrument Interreg soll unter anderem die transnationale Zusammenarbeit von Akteuren aus der Hauptstadtregion mit verschiedenen Projektpartnern verbessern, um somit Lösungen für territoriale Herausforderungen in staatenübergreifenden Kooperationsräumen bzw. Makroregionen entwickeln zu können. Interreg unterstützt somit die Kooperation von verschiedensten Akteuren über Grenzen hinweg.

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Der Aktionsbereich „Interreg B – transnationale Zusammenarbeit“ beinhaltet Projekte kleinerer und größerer Konsortien in transnationalen Kooperationsräumen. Durch die Projekte können Lösungen für territoriale Herausforderungen in diesen Kooperationsräumen entwickelt werden. Die Länder Berlin und Brandenburg sind unter anderem am Programmraum Mitteleuropa beteiligt.

Das Projekt H2CE ist in der Programmpriorität „Unterstützung der Energiewende zu einem klimaneutralen Mitteleuropa“ einzuordnen, welche im Programmzeitraum 2021 bis 2027 einen Schwerpunkt darstellt. Für dieses Projekt stehen Gesamtmittel in Höhe von 2,39 Mio. Euro zur Verfügung. Die EU-Förderung durch den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) beträgt 80 Prozent.

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Stärkung der H2-Fähigkeit von Regionen
H2CE widmet sich der gemeinsamen Herausforderung der Regionen, eine intelligente Integration von Wasserstofflösungen und erneuerbaren Energien in die regionale Energiewende einzubringen. Durch verschiedene Projektaktivitäten werden Entscheidungshilfen für regionale Planungsinstitutionen entwickelt und in der transnationalen Zusammenarbeit Lösungen erarbeitet. Regionale Behörden und Verwaltungen sollen Kompetenzen für das Setzen der Rahmenbedingungen für die Integration von Wasserstoff in ihre Planungsaktivitäten erwerben.

Sie sollen in die Lage versetzt werden, die regionale Energiewende proaktiv zu steuern und zu unterstützen, ihre Zusammenarbeit mit Industrie und Projektträgern verbessern und somit zur Beschleunigung des Hochlaufs der regionalen Wasserstoffwirtschaft beitragen. „H2-Fähigkeit“ ist hierbei als Kompetenzerwerb unabhängig von der Bedeutung des Themas Wasserstoff für die jeweilige Region zu verstehen. H2CE verbessert die Möglichkeiten der teilnehmenden Regionen, die Bedeutung des Themas Wasserstoff in ihrem spezifischen Kontext zu beurteilen.

Folgende Projektaktivitäten sollen zur Verbesserung der „H2-Fähigkeit“ beitragen:
Das erste Arbeitspaket widmet sich der H2-Fähigkeit der Regionen im engeren Sinne, d. h., dass die teilnehmenden Regionen eine Analyse zur Bedeutung von Wasserstoff in energiewirtschaftlicher und planerischer Hinsicht durchführen, welche ihnen die Grundlage für eine Wasserstoffstrategie oder einen Aktionsplan ermöglicht. In einigen der teilnehmenden Regionen werden Letztere im Rahmen dieses Projekts durchgeführt. Bei diesem Prozess werden die Regionen mittels entwickelter Leitfäden unterstützt. Des Weiteren wird in diesem Arbeitspaket der strategische Ansatz von der regionalen Ebene auf eine transnationale Ebene angehoben. Die Erarbeitung einer transnationalen Wasserstoffstrategie der teilnehmenden Regionen schließt die Arbeit in diesem Arbeitspaket ab.

Das zweite Arbeitspaket befasst sich mit dem Entwickeln und Testen von Unterstützungsmechanismen für die Integration von Wasserstoff in die regionalen und lokalen Energiesysteme. Es geht darum, wie Behörden und Institutionen, die sich mit der regionalen Energieplanung befassen, solche Unterstützungsprozesse initiieren und umsetzen können. Die Unterstützungsmechanismen reichen vom Erarbeiten und Testen von Energiezellenmodellen, partizipativen Ansätzen beim Aufbau von fachlichen Kompetenzen der Stakeholder bis hin zu Instrumenten, die Anreize schaffen sollen. Dazu gehört ebenfalls ein GIS-basiertes Tool, welches die H2-Aktivitäten in einer Region zusammenfasst und somit Entscheidungsträger und Stakeholder bei ihrer Arbeit unterstützt.

Das abschließende dritte Arbeitspaket befasst sich aufbauend auf die anderen Arbeitspakete mit der Netzwerkbildung der sich mit der „H2-Fähigkeit“ beschäftigenden Regionen in Mitteleuropa und mit dem Wissenstransfer der auf regionaler, interregionaler und transnationaler Ebene erarbeiteten Lösungen. Zu diesem Zweck wird eine interaktive Plattform geschaffen, die jede interessierte Region auch nach Abschluss des Projekts nutzen kann. Das durch das Projekt geschaffene Netzwerk „H2-fähiger Regionen in Mitteleuropa“ soll somit institutionalisiert werden.

Mehrwert für die Hauptstadtregion Berlin-Brandenburg
Die Gemeinsame Landesplanungsabteilung hat dieses Projekt aufgrund des Potenzials von grünem Wasserstoff als Bestandteil der Energiewende für die Planungsregionen der Hauptstadtregion angestoßen. Zudem bettet sich das Projekt in die Zielstellung der Scandria Alliance als Entwicklungskorridor ein.

Abgesehen von der Gesamtkoordination des Projekts hat die Gemeinsame Landesplanungsabteilung die Leitung des ersten Arbeitspakets übernommen. Dabei entwickelt sie mit fachlicher Unterstützung des Reiner Lemoine Instituts die im Projekt zu erarbeitende Zusammenfassung der regionalen Analysen der in der Projektpartnerschaft beteiligten Regionen, die Leitfäden zur Erarbeitung von regionalen Wasserstoff-Strategien und Aktionsplänen sowie im Abschluss eine transnationale Strategie.

Die für Berlin und Brandenburg geltenden Wasserstoffstrategien können durch das Projekt in ihrer Umsetzung aus regionalplanerischer Sicht unterstützt werden. Verschiedene Planungsregionen und regionale Netzwerke von H2-Akteuren werden aktiv in die Projektarbeit mit eingebunden und assoziiert. Die Gemeinsame Landesplanung verfolgt damit die Schöpfung von Synergien mit den fortschreitenden energiepolitischen und -planerischen Prozessen in der Hauptstadtregion und setzt durch die transnationale Zusammenarbeit in Mitteleuropa auf den Wissenstransfer und die Zusammenarbeit mit anderen Regionen in Europa und insbesondere im deutsch-polnischen Verflechtungsraum.

Der Nordwesten Brandenburgs (Planungsregion Prignitz-Oberhavel) ist über den Projektpartner Regionalentwicklungsgesellschaft Ostprignitz-Ruppin als Region aus der Hauptstadtregion vertreten und wird im Rahmen des Projekts einen Wasserstoff-Aktionsplan entwickeln, für den eine Wasserstoff-Potenzialstudie 2023 bereits den Grundstein gelegt hat. Hierbei ist die Unterstützung des regionalen H2-Netzwerks für Nordwest-Brandenburg PROOH2V unerlässlich.

Die Stadt- und Überlandwerke Lübben / Spreewald entwickeln im Rahmen des Projekts ein Energiezellenmodell, welches sowohl auf andere Brandenburger Regionen wie auch Regionen aus ganz Mitteleuropa übertragbar sein kann.

Die Gemeinsame Landesplanungsabteilung wirkt durch Beteiligung an landesweiten Vernetzungsaktivitäten in Berlin und Brandenburg und spezifischen Veranstaltungen des Projekts einschließlich Anschlussveranstaltung auf einen effizienten Wissenstransfer hin.

Zudem ist die Gemeinsame Landesplanungsabteilung assoziierter Partner in weiteren H2-Projekten aus Interreg-B-Programmen, und zwar in HyEfRe (CE) und HyTruck (Ostsee).


H2CE-Projekttreffen in Mestre/Venedig im November 2023, Besuch bei der Firma SAPIO, Quelle: H2CE-Projekt

Autoren: Pedro Brosei, Gemeinsame Landesplanungsabteilung Berlin-Brandenburg, Potsdam
Marcus Schober, Reiner Lemoine Institut gGmbH

Bundesnetzagentur genehmigt Wasserstoff-Kernnetz

Bundesnetzagentur genehmigt Wasserstoff-Kernnetz

Manchmal geht es schnell. In genau drei Monaten hat die Bundesnetzagentur hat das Wasserstoff-Kernnetz in der von den Fernleitungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Form genehmigt, inklusive Konsultation und Überarbeitung des Antrags. Die Netzbetreiber können nun mit der Umsetzung beginnen und stehen schon in den Startlöchern.

Die Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes schaffe Planungssicherheit für alle Beteiligten, erklärt Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz, Robert Habeck. Gemeint sind damit laut Habeck Wasserstoff-Erzeuger im In- und Ausland, die Betreiber von Kraftwerken und Speichern und die künftigen industriellen Nutzer. Mindestens ebenso dringlich haben die Netzbetreiber auf die Genehmigung gewartet, denn einige von ihnen wollen schon 2025 die ersten Kunden mit Wasserstoff beliefern. Dass es nun so schnell ging, liegt nicht nur am politischen Druck, sondern auch an der Vorbereitung. Der Antragsentwurf vom 23. November 2023 hatte bereits eine Konsultation durchlaufen. Die Konsultationsphase für den eigentlichen Antrag war dann gerade mal zwei Wochen lang und endete am 6. August.

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Seit dem Antragsentwurf im November 2023 haben sich die Pläne immer wieder etwas verändert. Das genehmigte Wasserstoff-Kernnetz umfasst 9.040 Kilometer an Leitungen und 13 Grenzübergangspunkte in europäische Nachbarländer. Der Antrag vom 22. Juli 2024 enthielt noch 9.666 km Leitungslänge. Die Kosten sollen dadurch um fast eine Milliarde Euro sinken, von 19,8 auf 18,9 Milliarden Euro. Von den derzeit vorgesehenen Leitungen sollen rund 56 Prozent umgestellte Erdgas-Leitungen sein, die übrigen 44 Prozent sollen neu gebaut werden. Dieses Verhältnis hat sich seit dem Antragsentwurf leicht in Richtung Neubau verschoben. Das liegt an einem Teilabschnitt der JAGAL-Leitung von Gascade. Diese Leitung bringt Erdgas von der polnischen Grenze über Mallnow in Brandenburg nach Rückersdorf bei Gera. Der besagte Abschnitt wird laut Bundesnetzagentur weiter für den Erdgas-Transport benötigt. Für das Wasserstoff-Kernnetz muss Gascade nun also eine neue Leitung bauen.

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Das Wasserstoff-Kernnetz soll nach und nach bis 2032 in Betrieb gehen sollen. Die Einspeiseleistung soll dann bei 101 GW liegen, die Ausspeiseleistung bei 87 GW. So zumindest lautet der jetzige Ausgangspunkt. Alle Leitungen, deren Inbetriebnahme für 2028 oder später vorgesehen ist, werden von der Bundesnetzagentur im Zuge der zweijährlichen Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff überprüft. So soll die Netzplanung immer an den sich entwickelnden Bedarf angepasst werden. Für den ersten integrierten Netzentwicklungsplan (NEP) liegt bereits ein Entwurf des Szenariorahmens vor. Den NEP soll die Bundesnetzagentur dann 2026 genehmigen.

„Die Planungsphase des Kernnetzes war intensiv. Wir haben in kurzer Zeit einen rechtlichen Rahmen geschaffen, der den Marktakteuren Sicherheit gibt und gleichzeitig die nötige Flexibilität bietet, um auf veränderte Bedingungen beim Markthochlauf reagieren zu können“, sagt Habeck.

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„Mit dem genehmigten Wasserstoff-Kernnetz können die Netzbetreiber nun schrittweise die Infrastruktur für Wasserstoff aufbauen und betreiben. Erste Leitungen werden ab dem nächsten Jahr umgestellt“, sagt Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. Das „nächste Jahr“ ist 2025 und beginnt schon in gut drei Monaten. Zu den Netzbetreibern, die bereits 2025 erste Kunden beliefern wollen, gehören Ontras und Gascade.

Einen ausführlichen Artikel über die Pläne zum Wasserstoff-Kernnetz lesen Sie in der nächsten Ausgabe der HZwei.

Dena-Studie fordert stabile Möglichkeiten zur Refinanzierung für Wasserstoff-Speicher

Dena-Studie fordert stabile Möglichkeiten zur Refinanzierung für Wasserstoff-Speicher

Die Deutsche Energie-Agentur dena hat eine neue Studie über den Bedarf an Wasserstoff-Speichern und ihre Finanzierung veröffentlicht. An der Studie waren auch das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI und die Beratungsfirma Guidehouse beteiligt. Auftraggeber war das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).

Wasserstoff-Speicher sind laut der Studie ein zentrales Element einer zukünftigen Wasserstoffwirtschaft und des zukünftigen Energiesystems. Sie sollen vor allem für Versorgungssicherheit bei der Stromerzeugung sorgen. Große Speicherkapazitäten würden benötigt, um das saisonale Gefälle der Nachfrage durch Wasserstoff-Kraftwerke zu überbrücken, so die dena. Dass es bei Planung und Bau der Wasserstoff-Speicher nicht recht voran geht, liegt laut der dena vor allem an der „Unsicherheiten über die künftige Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft“.

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Der bislang angekündigte Zubau von Wasserstoffspeichern decke den erwarteten Bedarf bis etwa 2030. Dann soll der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft allerdings erst richtig losgehen. Auch bei den angekündigten Speicher-Projekten stünden die finalen Investitionsentscheidungen zudem noch aus, so die dena.

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Corinna Enders, Vorsitzende der dena-Geschäftsführung, sagte: „In einem klimaneutralen Energiesystem sind Wasserstoffspeicher zentral für die Versorgungssicherheit und die Stabilität des Energiesystems. Die aktuelle Studie zeigt wie der Aufbau der Wasserstoffspeicher angeschoben werden kann. Dabei sind stabile und frühzeitig kommunizierte Finanzierungsinstrumente von hoher Bedeutung, um Investitionen in den Bau von Wasserstoffspeichern anzustoßen. Der entsprechende politische und notwendige regulatorische Rahmen sollte schnell gesteckt werden.“

Die Studie behandelt technische, ökonomische und finanzielle Aspekte des Speicherausbaus. Sie baut auf einer Szenario-Analyse sowie wie zahlreichen Stakeholder-Interviews auf. Das Autorenteam leitet daraus mehrere Empfehlungen ab.

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Da der Bau von großen Wasserstoff-Speichern viel Vorlaufzeit braucht und lange dauert, sollte er in den nächsten Jahren angestoßen werden. Das gilt insbesondere für Kavernenspeicher.

Damit die Speicher rechtzeitig und in ausreichender Kapazität fertig werden, brauche man ein „politisches Zielbild“ und staatliche Unterstützung. Ohne diese Faktoren sei die Marktsituation in der Hochlaufphase zu riskant.

Um eine Finanzierung für ihre Wasserstoff-Speicher zu erhalten, müssten die Speicherbetreiber vor allem davon ausgehen können, dass am Ende auch genügend Wasserstoff zu einem entsprechenden Preis nachgefragt wird. Sonst liefen sie Gefahr, auf den Kosten sitzen zu bleiben. Werde dieses Risiko zu hoch, würden zu wenige Firmen in Wasserstoff-Speicher investieren.

Mit welchem Finanzierungsmodell man diese Risiken staatlich abpuffern kann, soll unter anderem im von der Bundesnetzagentur (BNetzA) festzulegenden Regulierungsrahmen geregelt werden. Wenn es nach der dena-Studie geht, sollen sowohl dieser Regulierungsrahmen als auch das Finanzierungsmodell für Wasserstoff-Speicher so schnell wie möglich fertig werden. Bestenfalls sollten sie Mitte 2026 vorliegen, so die Studie. Schon bevor sie tatsächlich eingeführt werden, sollte das Konzept an die Stakeholder kommuniziert werden.

Als Fördermechanismus schlägt die dena-Studie erlösbasierte Differenz-Verträge vor, auf englisch „Contracts-for-Difference“. Diese würden für frühzeitige und effektive Investitionsanreize in der Markthochlaufphase sorgen. Damit die Förderung nicht teurer wird als nötig, sollten sich Firmen in wettbewerblichen Ausschreibungen um die Differenz-Verträge bewerben. Wie viel Speicher-Kapazität für Wasserstoff ausgeschrieben werden soll, sollte von den politischen Zielen der Bundesregierung abhängen. Um die Förderung zu finanzieren, schlägt die dena-Studie ein sogenanntes Amortisationskonto vor. Auf diesem soll später Geld aus der Privatwirtschaft eingehen, wenn die Wasserstoff-Speicher mehr Kundschaft haben und Gewinne machen.

Kernnetz ohne Anbindung West-Berlins

Kernnetz ohne Anbindung West-Berlins

Die Fernleitungsnetzbetreiber haben am 22. Juli 2024 einen Antragsentwurf zum Aufbau des anvisierten H2-Kernnetzes bei der BNetzA eingereicht. Mit einer geplanten Gesamtlänge von 9.666 km wird es zum überwiegenden Teil aus umgestellten Erdgasleitungen (ca. 60 Prozent) bestehen. Die Doing-hydrogen-Trasse, die im Entwurf vom November 2023 noch als Neubauleitung vorgesehen war und das ehemalige West-Berlin anbinden sollte, fehlt jedoch. Insbesondere in der Hauptstadtregion wurde diese Änderung kritisiert.

Die Industrie- und Handelskammern des Landes Brandenburg teilten dazu in einer Stellungnahme im August 2024 mit, dass die „geplante zügige Umstellung der von Lubmin (Mecklenburg-Vorpommern) kommenden OPAL-Leitung auf Wasserstoff ausdrücklich begrüßt“ wird. Die Streichung des Leitungsabschnitts von Glasewitz (MV) nach Ketzin (Brandenburg) wurde jedoch beanstandet und eine unbedingt erforderliche Überarbeitung des Kernnetz-Antrags angemahnt.

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Als wesentliche Gründe für eine Berücksichtigung nannte die IHK unter anderem die „Gefährdung sämtlicher Projektentwicklungstätigkeiten im Bereich Wasserstoff in den Regionen Nord- und Westbrandenburg“, wozu beispielsweise auch eine geplante 130-MW-Elektrolyseanlage am Standort Falkenhagen (Prignitz) zählt. Zudem befänden sich in der betroffenen Region bereits zahlreiche Erneuerbare-Energien-Anlagen, die aufgrund bestehender Netzengpässe regelmäßig abgeregelt werden müssten. Eine Nutzbarmachung des abgeregelten erneuerbaren Stroms mittels Wasserstoffherstellung sei deshalb absolut unabdingbar, um Redispatchkosten zu minimieren.

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Die zweiwöchige Konsultationsfrist ist am 6. August 2024 abgelaufen, so dass spätestens zwei Monate nach Einreichung der Antragsunterlagen die Genehmigung des endgültigen Kernnetzes seitens der BNetzA erfolgen wird. Erste Leitungen sollen bereits im kommenden Jahr auf Wasserstoff umgestellt werden.

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