2023 wird häufig als Jahr nach der Gaskrise beschrieben. Der Frage, ob dies wirklich so ist, geht Heiko Lohmann im energate Jahresreport Gas 2023 nach. Aber dies ist natürlich nur ein Thema. Im Jahresreport geht es unter anderem auch um die vertiefte Diskussion über die Zukunft der Gasnetze, die 2023 begonnen hat. Heiko Lohmann klärt zudem, warum nicht 2023, aber 2024 das Jahr wird, in dem der Markthochlauf für Wasserstoff …
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energate Gasmarkt Ausgabe 04|2024
Thema des Monats: Deutsche LNG-Marktentwicklungen
Dr. Heiko Lohmann
Thema des Monats der letzten Ausgabe war ein Interview mit Benjamin Lakatos, dem Vorstandsvorsitzenden der Schweizer MET Group. Im Editorial hatte ich das Interview wie folgt angekündigt: „Benjamin Lakatos macht unter anderem sehr offensive und selbstbewusste Aussagen zu den Wachstumsambitionen der Gruppe in Deutschland. Auch eine Beteiligung an Sefe kann Lakatos sich prinzipiell vorstellen. Aber lesen Sie selbst.“ Wenn Sie, liebe Leserinnen und Leser, das Interview gelesen haben, wird Ihnen aufgefallen sein, dass der Unternehmensname Sefe nicht fällt. Benjamin hat auch im Gespräch den Namen nicht genannt. Er hat lediglich gesagt: „Wenn der Staat seine neu erworbenen Beteiligungen verkaufen will und es einen Bieterwettbewerb geben sollte, sind wir bereit.“ Dies auf Sefe zu reduzieren, war allein meine Interpretation. Da meine Darstellung zu Irritationen bei Marktteilnehmern geführt hat, ist der MET Group die Klarstellung wichtig. Sie ist auch richtig.
Nun zur aktuellen Ausgabe: Sie enthält im Kapitel Rahmenbedingungen ausführliche Berichte über die Carbon-Management-Strategie, über die Klimaschutzverträge, aber auch über die Novelle der 37. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV). Direkte Gasthemen sind es nicht. Aber die Möglichkeit der Abscheidung und Lagerung von CO2 (CCS) und die Förderung von Wasserstoff und auch die Nutzung von CCS im Rahmen der Klimaschutzverträge sind mit entscheidend für die Potenziale molekularer Energieträger in einer dekarbonisierten Energiewelt und ihren Markthochlauf. Deshalb handelt es sich um wichtige Weiterentwicklungen der Rahmenbedingungen. Mit den Veröffentlichungen Ende Februar/Anfang März ist ein erster Startpunkt gesetzt. Entscheidend wird aber die Umsetzung sein. Auch bei anderen Themen hat man festgestellt, dass die Mühen in dieser Ebene der Umsetzung liegen.
Thema des Monats: Deutsche LNG-Marktentwicklungen
Im März gab es einige Entwicklungen im LNG Markt in Deutschland, die sich positiv auf die weitere Marktentwicklung auswirken sollten. Die wichtigsten Entwicklungen erfolgten zweifelsfrei in Stade: Am 14. März ist das FSRU Energos Force in Stade angekommen. Bis zu 5 Mrd. Kubimeter Erdgas können pro Jahr unter idealen Bedingungen auf dem Schiff regasifiziert werden. Bis zur regulären Einspeisung der ersten Mengen wird es aber noch ein paar Wochen dauern. In dieser Phase werden alle Systeme getestet. Vermutlich wichtiger, am 21. März hat die Projektgesellschaft Hanseatic Energy Hub (HEH) die finale Investitionsentscheidung für das landbasierte Terminal in Stade verkündet. Dies war ursprünglich für Ende 2023 geplant, hat sich aber immer wieder verzögert. Unter anderem, weil die EU-Kommission einer Veränderung bei der Befreiung vom regulierten Terminalzugang zustimmen musste.
In dem ursprünglichen Beschluss der Bundesnetzagentur (BNetzA) war die Ausnahme an eine Inbetriebnahme spätestens zum 19. August 2027 gebunden. Diese Frist wurde nach einem entsprechenden Antrag von HEH mit einem neuen Beschluss vom 15. Februar 2024 bis zum 19. August 2029 verlängert. Die Verlängerung musste die EU-Kommission vorher notifizieren, was am 22. Januar 2024 erfolgte. Zentrale Informationen sind in dem veröffentlichten Beschluss der BK 7 vom Februar leider geschwärzt. So lässt sich nicht erkennen, wann HEH genau mit einer Inbetriebnahme rechnet. Aber zwei Dinge sind in den Ausführungen der BK 7 schon ganz spannend. Vier Gründe hatte die Projektgesellschaft für die Verzögerung bei der Fertigstellung genannt...
Rahmenbedingungen
Ende Februar hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) sowohl die Eckpunkte der geplanten Carbon-Management- Strategie (CMS) als auch schon den Entwurf zur Änderung des Kohlendioxidspeicherungsgesetzes (KSpG) veröffentlicht. Mich hat die Parallelität überrascht, da die Anpassung des KSpG im Grunde ein zentraler Umsetzungsbaustein der Strategie ist. Die Strategie hätte allerdings auch schon Ende 2023 vorliegen sollen (ener|gate Gasmarkt 11/23). Das BMWK hatte wohl schon seit Monaten zusätzlich an der Gesetzesnovelle gearbeitet, um den Gesamtprozess zu beschleunigen. Die zentralen Elemente der Eckpunkte sind:
• Die Speicherung von CO2 offshore in der deutschen Außenwirtschaftszone sowie der Export von CO2 per Schiff sollen grundsätzlich möglich sein. Eine Onshore-Speicherung in Deutschland ist nur möglich, wenn einzelne Bundesländer dies wollen (Opt-in).
• Der Pipeline-Transport wird so geregelt, dass Leitungen effektiv genehmigt werden können. Auch das aktuelle KSpG erlaubt den Pipeline-Transport, aber Planfeststellungsverfahren für den Bau von CO2-Pipelines scheitern an Rechtsunklarheiten, schreibt das BMWK in den Eckpunkten.
2.3 Gasnetzregulierung2.3.1 KANU 2.0
In der vergangenen Ausgabe hatte ich über die Pläne der BNetzA berichtet, möglichst bis Ende Februar ein erstes Eckpunktepapier zur Neugestaltung des Regulierungsrahmens für Gas vorzulegen. Es hat dann ein paar Tage länger gedauert. Am 6. März hat die neue Große Beschlusskammer Energie die „Eckpunkte zu den Abschreibungsmodalitäten für Gasnetztransformation“ veröffentlicht. Das zugrundeliegende Problem habe ich wiederholt beschrieben.
Bis 2045 soll fossiles Erdgas vollständig aus dem Energiesystem verschwinden. Erdgas wird mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit nicht eins zu eins durch Biomethan, synthetischem Methan oder Wasserstoff ersetzt werden. Dies gilt insbesondere für die Gasverteilnetze. Deshalb soll der Regulierungsrahmen so angepasst werden, dass bis 2045 Netze abgeschrieben und stillgelegt werden können. Als Nebenbedingung soll ein sehr starker Anstieg der Gasnetzentgelte vermieden werden. Deshalb soll die Anpassung des Regulierungsrahmens möglichst schnell erfolgen, da die mit der Veränderung verbundenen Verschiebung von Kosten in der Gegenwart und näheren Zukunft sich derzeit noch auf viele Nutzer verteilen lassen. Soweit die Vorrede: Die Eckpunkte konzentrieren sich vor allem auf eine Anpassung der Nutzungsdauern und der Abschreibungsmethoden. Konkret schlägt die Beschlusskammer zwei Anpassungen für das Abschreibungsmodell für Bestandsanlagen vor: