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Energie

Energiewirtschaft Netzbetreiber Amprion mahnt beim Thema Wasserstoff zur Eile

Nicht nur die Industrie braucht Wasserstoff, um die Klimaschutzziele zu erreichen – auch das Stromnetz würde profitieren. Es drohen aber Fehlentwicklungen.
29.05.2020 - 11:21 Uhr Kommentieren
Der zügige Ausbau der Windenergie stellt die Stromnetzbetreiber vor Probleme. Power-to-Gas-Anlagen könnten helfen, Schwankungen im Angebot abzufangen. Quelle: dpa
Strommasten und Windräder

Der zügige Ausbau der Windenergie stellt die Stromnetzbetreiber vor Probleme. Power-to-Gas-Anlagen könnten helfen, Schwankungen im Angebot abzufangen.

(Foto: dpa)

Düsseldorf Seit Monaten verzögert sich die von der Bundesregierung versprochene Nationale Wasserstoffstrategie. Dabei macht nicht nur die Industrie Druck, die ohne Wasserstoff kaum ihre Klimaschutzziele erreichen kann. Auch die Stromnetzbetreiber drängen, weil sie mit Wasserstoff Strom speichern und das Netz besser stabilisieren können.

„Wir müssen die Wasserstoffstrategie endlich auf den Weg bringen. Die Hängepartie hilft niemandem. Lieber jetzt anfangen und später nachsteuern“, fordert Hans-Jürgen Brick, Geschäftsführer des Übertragungsnetzbetreibers Amprion im Interview mit dem Handelsblatt.

Brick drängt vor allem auf den Bau von Power-to-Gas-Anlagen (PtG), bei denen mit Strom und Wasserelektrolyse Wasserstoff hergestellt werden kann. Für die Netzbetreiber ist das eine gute Möglichkeit, um überschüssigen Windstrom zu speichern und so das Netz besser an die Energiewende anzupassen. „Mit Power-to-Gas-Anlagen können wir erneuerbare Energien bestmöglich nutzbar machen, auch wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt“, sagt Brick.

Amprion ist neben Tennet, 50Hertz und TransnetBW eines von vier Unternehmen, die in Deutschland für das Hochspannungsnetz verantwortlich sind. Im Netzgebiet von Amprion sind 29 Millionen Kunden angeschlossen – vor allem werden über die 11.000 Kilometer langen Leitungen in Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz, Saarland, Hessen, Baden-Württemberg und Bayern so viele Industrieunternehmen versorgt wie in keinem anderen Gebiet.

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    Als Netzbetreiber ist Amprion regelmäßig mit überschüssigem Windstrom konfrontiert. Mit der Energiewende wächst das Angebot an erneuerbaren Energien und ist zu Spitzenzeiten schwer mit der Nachfrage in Einklang zu bringen. Damit das Netz stabil bleibt, werden Windanlagen deshalb häufig kurzfristig vom Netz genommen.

    Die Eingriffe sind teuer und mit Blick auf den Klimaschutz ineffizient. „Wenn wir nicht regelmäßig die erneuerbaren Energien für viel Geld abregeln wollen, brauchen wir Power-to-Gas-Anlagen, um erneuerbaren Strom in das Energiesystem zu integrieren“, sagt Brick: „Windstrom teuer abzuregeln darf keine Alternative sein.“

    Mit der Nationalen Wasserstoffstrategie will die Bundesregierung den Einstieg in die großflächige Nutzung von Wasserstoff schaffen. Ein Beschluss über die Strategie ist seit Monaten überfällig, eigentlich sollte sie schon Ende vergangenen Jahres verabschiedet werden.

    Vor allem die Industrie wartet auf die Strategie. Unternehmen mit großem Energieverbrauch wie beispielsweise Stahl- oder Chemieunternehmen wollen ihren CO2-Ausstoß senken, indem sie in der Produktion statt fossiler Brennstoffe Wasserstoff einsetzen.

    Dabei gibt es auf den ersten Blick einen Zielkonflikt zwischen Netzbetreibern und Industrie. Während die Industrie ein Interesse an einer raschen Produktion großer Mengen an Wasserstoff hat, drängen die Netzbetreiber auf Power-to-Gas-Anlagen, die flexibel nutzbar sind, um das Netz zu stabilisieren.

    Standort der Anlagen ist entscheidend

    Amprion-Chef Brick sieht aber keine großen Probleme: „Ich bin fest überzeugt davon, dass sich PtG-Anlagen im Netz und im Markt nicht ausschließen und beide auf die Klimaziele einzahlen können.“ Beide Interessen – der Bedarf an Elektrolysekapazitäten in der Industrie und Power-to-Gas-Anlagen für das Netz – ließen sich in Einklang bringen.

    Er könne verstehen, dass es Vorbehalte gegen einen Einsatz von PtG-Anlagen durch Netzbetreiber gebe. Aber er sei sich sicher, dass sich diese ausräumen ließen, „weil es sich im Kern um sehr unterschiedliche Anlagen handelt“. „Wenn ich den Blick auf den riesigen Bedarf unserer Kunden in der Industrie lenke, dann ist klar: Der weit überwiegende Teil der Power-to-Gas-Entwicklung wird im Markt erfolgen“, sagt Brick, er äußert aber auch seinerseits Bedenken: „Diese Anlagen sollten dann aber auch so laufen, dass sie auf die Klimaziele einzahlen. Dafür brauchen wir gute Mechanismen, an denen wir gern mitwirken.“

    Das Problem, das Netzbetreiber wie Amprion sehen: Die Elektrolysekapazitäten könnten mangelhaft in das Energiesystem eingebunden werden. Die Industrie dürfte ein Interesse daran haben, Anlagen möglichst in ihrer Nähe aufzubauen – und nicht dort, wo vorrangig grüner Strom produziert wird.

    Die Energiewende bringt schließlich gleich ein doppeltes Problem für das Stromnetz mit sich. Zum einen schwankt das Angebot von erneuerbaren Energien witterungsbedingt stark. Zum anderen wird grüner Strom vor allem im Norden, wo große Windparks entstehen, produziert, während viele Industrieunternehmen im Süden beheimatet sind.

    Aus diesem Grund werden schon große Stromtrassen gebaut, um Strom von Nord nach Süd zu transportieren. Wenn zusätzlich Elektrolysekapazitäten fern von den Windparks gebaut werden, wäre das eine zusätzliche Herausforderung. Zudem wäre nicht gewährleistet, dass Wasserstoff auch mit grünem Strom produziert wird, sondern mit Gas- oder sogar Kohlestrom.

    „Denkbar wäre, bestimmte Vorrang-Regionen für PtG-Anlagen mit einem hohen Anteil Erneuerbarer festzulegen oder auch stundenscharfe CO2-Zertifikate“, schlägt Brick vor: „Ich sehe sonst das Risiko, dass PtG nicht den von uns angestrebten positiven Effekt für die Klimaziele hat.“

    Bundesnetzagentur hat Bedenken

    Amprion will mit dem großtechnischen Pilotprojekt Hybridge beweisen, wie sinnvoll Power-to-Gas-Anlagen sein können. Gemeinsam mit dem Gasleitungsbetreiber Open Grid Europe (OGE) will das Unternehmen im Raum Lingen im Emsland einen Elektrolyseur errichten, der ab 2023 bis zu 100 Megawatt elektrische Leistung in Wasserstoff umwandeln kann. Parallel dazu wollen die beiden Partner eine Infrastruktur für den Transport des Wasserstoffs aufbauen.

    Die Planungen sind fortgeschritten, noch steht die Genehmigung für das Projekt aber aus. Es gibt Vorbehalte, ob sich Strom- und Gasnetzbetreiber, deren Geschäft reguliert ist und deren Entgelte auf den Strompreis umgelegt werden, selbst beim Thema Wasserstoff engagieren dürfen – und insbesondere die Anlagen besitzen und betreiben dürfen.

    Die Bundesnetzagentur hält PtG-Projekte von Netzbetreibern nach dem derzeitigen Rechtsrahmen für nicht genehmigungsfähig. In Niedersachsen treibt Stromnetzbetreiber Tennet zusammen mit den Fernleitungsbetreibern Gasunie und Thyssengas ein ähnliches Projekt voran.

    Brick weist diese Bedenken zurück: „Als reguliertes Unternehmen können wir der industriellen Nutzung von PtG einen echten Schub geben. Und das zu überschaubaren Kosten“, sagt er. Das Gemeinschaftsprojekt Hybridge würde „einen einzelnen Haushalt weniger als 10 Cent im Jahr kosten“: „Unser Projekt ist so weit, dass wir in die Genehmigungsphase starten können. Wir brauchen nur das Go aus der Politik“.

    Aus seiner Sicht würden PtG-Anlagen den Netzausbau ergänzen und den Betreibern mehr Flexibilität bei der Netzsteuerung geben. Sie würden aber so eingesetzt, dass sie sich nicht am Markt refinanzieren, sondern über Netzentgelte. „Daher macht es Sinn, hier eine neue Anlagenklasse zu schaffen. Eine solche Grid-to-Gas-Anlage hat nicht das primäre Ziel Wasserstoff zu erzeugen, sondern Flexibilität bereitzustellen“, schlägt der Amprion-Chef vor: „Wir Netzbetreiber können so einen auch einen Beitrag zur CO2-Minderung leisten.“

    Mehr: Wasserstoffstrategie lässt auf sich warten.

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