Der DVGW, der BDEW und die Thüga setzen sich für den Einsatz von H2 in allen Sektoren ein. Die Thüga ist überzeugt, dass die Klimaziele ohne erneuerbares und dekarbonisiertes Gas verfehlt werden, was zu hohen Ausgleichszahlungen an andere EU-Staaten führt. Kritikpunkt: Die Betrachtung basiert zu großen Teilen auf dem FFE Gutachten. Dieses dient allerdings einem anderen Zweck und kann daher nicht die Basis für die Bedarfsabschätzung sein. Wie in der Eingangsprämisse festgelegt, konzentriert es sich ausschließlich auf Industrie und Verkehr. Nicht berücksichtigt sind die Sektoren Haushalt, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen. Aus dieser Studie kann daher nicht abgeleitet werden, dass es keinen Bedarf in den anderen Sektoren gibt.   

H2 für  alle Sektoren

Wenn H2 nur im Netz der FNB transportiert werden würde, entsteht weder ein echter Markt noch Wettbewerb, unabhängig von der Farbe des H2. Nur 550 RLM-Marktlokationen sind an den Netzen der FNB angeschlossen, am Netz der VNB sind es 39.500. Nach Fertigstellung des H2-Backbones bis 2030 könnte ein Teil dieser 550 Kunden reinen H2 erhalten, sofern sie an einem umgestellten Netzteil angeschlossen sind. Der momentane Plan der FNB umfasst nicht alle Leitungen in Deutschland – viel zu spät und viel zu wenig. Damit wird auch nicht die Industrie dekarbonisiert, die zahlenmäßig fast zu 100% und auch mengenmäßig zu mehr als 75% am Netz der VNB hängt. Für eine Betrachtung des Industriesektors ist es wichtig sich daran zu erinnern, dass gemäß BNetzA Monitoringbericht Energie 2019 52% des Gasabsatzes an Industriekunden >100 Mio. kWh, 95% des Gasabsatzes aller Kunden zwischen 10 und 100 Mio. kWh und 57% des Gasabsatzes an Kraftwerke >10 MW aus dem Netz der VNB versorgt. Damit ist klar, dass eine Dekarbonisierung der Industrie und der örtlichen KWK nur über die VNB möglich ist. Deswegen muss H2 (über den Backbone oder dezentral erzeugt) auch in Verteilnetze. 

Wasserstoff: nächste Schritte

Die Thüga regt an, die aktuellen Entwicklungen in einem Workshop zu diskutieren – mit breiter Beteiligung von Unternehmensvertretern, die bereits aktiv im Bereich Wasserstoff sind, mit DVGW/DBI, BDEW und VKU, aber auch mit Spezialisten wie Geräte- oder Komponentenherstellern oder dem Gas-Wärme-Institut.  

Wasserstoff in Erdgasregulierung integrieren

H2-Netze sind wie Strom- und Gasnetze leitungsgebundene Infrastruktur. Wie im Erdgas ist es schwer vorstellbar und volkswirtschaftlich ineffizient, dass paralleler Leitungsbau erfolgt und damit Kunden die Wahl zwischen verschiedenen Netzbetreibern hätten (ausgenommen die heutigen industriellen H2-Netze aus, dort aber keine Wahl des H2-Produzenzen). Es ist auch unerheblich, ob ein Kunde H2 selbst produzieren kann. Stromnetze sind ebenso reguliert, auch wenn Kunden Strom selbst erzeugen. Damit sind die Voraussetzungen für ein natürliches Monopol erfüllt und ein möglicher Missbrauch von Marktmacht oder ineffizientes Verhalten liegt nahe. Daher ist die Regulierungsbedürftigkeit unseres Erachtens gegeben. Thüga schlägt vor, dass keine parallele gesonderte H2-Regulierung entsteht, sondern dass Wasserstoff in die heutige Erdgasregulierung integriert wird. Der Netzzugang für H2 soll allen Kunden – groß und klein  an Netzen der FNB und VNB ermöglicht werden. Eine Trennung der Regulierung bei Mischnetzen ist ohnehin unmöglich. Durch Regulierung wird Missbrauch ausgeschlossen, alle Akteure haben eine Chance am Markt teilzunehmen, Wettbewerb entsteht, Netzentgelte sind planbar und kontrolliert. Das zeigt auch die Erfahrung aus dem verhandelten Netzzugang vor 20 Jahren. Besonders Industriekunden benötigen Planungssicherheit. Darüber hinaus schafft die schnelle Integration des Wasserstoffs in die heutige Regulierung Investitionssicherheit bzw. gesicherte Refinanzierungsmöglichkeiten. Auf diese Weise können „Stranded Investments“ potenzieller Marktteilnehmer vermieden und die Marktentwicklung für H2 beschleunigt werden. Dies beschleunigt die Dekarbonisierung der Gaswirtschaft und die Erreichung der Klimaziele. 

Wasserstoff-Infrastruktur: Szenario 4

Die von der BNetzA vorgeschlagenen Szenarien zeigen nicht alle verfügbaren und volkswirtschaftlich sinnvollen Optionen, da sie sich ausschließlich auf die Großindustrie und Verkehr konzentrieren und den kompletten Wärmemarkt ausblenden. Wir schlagen ein Szenario 4 vor:

  • engmaschige Verteilnetze, parallele Anbindung an den H2-Backbone und Erdgas-Fernleitungen, bestmögliche Nutzung bestehender Gasnetze
  •  Zumischung 20-30 Prozent H2 in erster Stufe
  • bis 2050 komplexe Dekarbonisierung der Gasversorgung durch H2, Biomethan und/oder SNG
  • Viele lokale H2-Erzeugung vor Ort
  • Bereits bis 2030 Bau und Umstellung von H2-Leitungen auf VNB-Ebene zur Versorgung von Industriekunden, KWK-Anlagen, Tankstellen und geeigneten Neubaugebieten

Wärme dekarbonisieren – durch Beimischen von H2

Die H2-Beimischung ist eine elementare erste Stufe zur Dekarbonisierung der Kunden. Sie ermöglicht den Hochlauf der H2-Produkion und ist neben Biomethan in vielen Fällen die einzige wirtschaftlich darstellbare Möglichkeit, den Wärmemarkt (Haushalte, Gewerbe, Industrie) entsprechend der verschärften Green-Deal-Ziele bis 2030 zu dekarbonisieren.

Forschungsprojekte weltweit verbessern kontinuierlich das Wissen um die H2-Verträglichkeit der Gasgeräte und Netzkomponenten. Ergebnisse zeigen, dass 20 Prozent mit bestehender Infrastruktur und einem Großteil der bestehenden Gasgeräte möglich ist, möglicherweise sogar 30 Prozent. Das DVGW-Regelwerk erlaubt bisher unter 10 Prozent H2, wird aber aktuell überarbeitet für Beimischmengen von 20 und bis zu 100 Prozent. Ähnliches passiert in anderen Teilen der EU.

Oberhalb des Grenzwerts wird – je nach Verfügbarkeit von H2 oder Biomethan – auf 100 Prozent H2 umgestellt. Sofern ausreichend Biomethan zur Verfügung steht, kann auch dauerhaft unter Zuhilfenahme von SNG mit einem stabilen Gemisch gearbeitet werden. Weitere Zwischenstufen zu 100 Prozent sind aus heutiger Sicht nicht sinnvoll. Das Optimum kann je Netz unterschiedlich sein. H2-Ready-Geräte kommen 2021 auf den Markt, sie sind unabdingbar für die Umstellung. Großbritannien überlegt zum Beispiel eine verpflichtende Einführung ab 2025.

Beimischquoten dürfen nicht zu Problemen beim Endkunden führen, Netzbetreiber analysieren den Gerätebestand und Netzzustand vor Beginn der H2-Einspeisung. Der Wälzungsmechanismus der GasNZV für die Anschlusskosten von Biomethananlagen sollte zumindest in der Phase des Markthochlaufs für alle H2-Einspeisungen ausgeweitet werden, er verhindert eine zu starke Entgeltbelastung einzelner VNB.