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Dr. Heiko Lohmann
In dieser Ausgabe "entführe" ich Sie relativ tief in die Netzentwicklungsplanung. Der Anlass ist dabei kein ganz aktueller. Im Februar hatte die Initiative Erdgasspeicher eine Studie zur Engpassbewirtschaftung innerhalb von Gasmarktgebieten veröffentlicht. Im Februar fand zudem vor dem OLG Düsseldorf die Beschwerde von EnBW gegen den Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan (NEP) 2020 bis 2030 statt. EnBW beschwert sich gegen die Kapazitätsplanung für drei neue Kraftwerksprojekte mit dynamisch zuordenbarer Kapazität (DZK) anstelle von fester, frei zuordenbarer Kapazität (FZK). Ich vermute, Sie sind alle bei den Begriffen voll im Film, aber im Text werden sie noch einmal erläutert (ich bringe schon mal BZK und DZK durcheinander).
Da die Märzausgabe dann schon recht voll war und ich auch nicht so richtig wusste, wie ich die doch anspruchsvollen Themen noch richtig aufarbeiten konnte, habe ich dann gedacht, ich versuche es für die Aprilausgabe etwas gründlicher aufzuschreiben. Die OLG-Verhandlung war intellektuell ganz spannend zudem war es die erste virtuelle Verhandlung des Gerichtes (im Gerichtssaal saßen nur ich und die Richterinnen). Ich glaube aber vor allem, dass die Frage, was die optimalen Instrumente sind, um Stahl beim Netzausbau durch Intelligenz, also eine optimierte Nutzung des Netzes, zu ersetzen, wieder an Bedeutung gewinnen wird. Auslöser sind die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) selbst, die die im Grunde gar nicht neue Diskussion mit der Einführung der marktbasierten Instrumente (MBI) zur Vermeidung eines Netzausbaus durch die Marktgebietszusammenlegung eröffnet haben. Auslöser ist aber natürlich auch die Frage, nach dem notwendigen Netzausbau für Gas in Zeiten der Energiewende.
Die Frage eines möglichst effizienten Netzausbaus ist mindestens so alt wie die regulatorisch gelenkte Netzentwicklungsplanung, die am 22. August dieses Jahres ihr zehnjähriges Jubiläum feiert. An diesem Datum vor genau zehn Jahren hat die Unternehmensberatung Prognos das Konsultationspapier für den Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan (NEP) 2012 der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) veröffentlicht. Schon im Rahmen dieses NEP wurde diskutiert, ob denn ein Netzausbau, der vollständig eine Bereitstellung von festen frei zuordenbaren Kapazitäten (FZK) an allen buchbaren Ein- und Ausspeisepunkten ermöglicht, volkswirtschaftlich effizient sei. Die BNetzA hatte damals in ihrem Konsultationsfragebogen für den NEP ganz konkret diese Frage gestellt.
Während des Prozesses der Konsultation des NEP 2012 wurden erste Workshops separat für Kraftwerksbetreiber und Speicherbetreiber durchgeführt, bei denen die FNB dynamisch zuordenbare Kapazitäten (DZK) als Kraftwerksprodukt und temperaturabhängige Kapazitäten (TaK) als Speicherprodukt vorgestellt hatten. Mit diesen Produkten sollte vor allem der notwendige, beziehungsweise effiziente Netzausbau für neue Kraftwerke beziehungsweise Speicher, aber auch der Kapazitätsbedarf für bestehende Anlagen modelliert werden. Es galt das sogenannte "Trennungsmodell", die Kapazitätsprodukte für die Modellierung sollten nicht die Vermarktungsprodukte präjudizieren. Aber dies war immer ein bisschen künstlich. Um die TaK ist es nach jahrelangen Diskussionen um Ausgestaltung und konkrete Anwendung ruhig geworden, es scheint akzeptiert zu sein. Die DZK für Kraftwerke waren im Februar dieses Jahres Gegenstand einer Verhandlung beim OLG Düsseldorf, einer der konkreten Gründe für diesen Bericht. Zu dem Verfahren später mehr.
An eine Entwicklung des europäischen Marktes für grünen Wasserstoff analog zur Entwicklung des europäischen Gasmarktes in den sechziger und siebziger Jahren des letzten Jahrhunderts glaubt der französische Unternehmer Thierry Lepercq. Er ist mit seinem Unternehmen Soladvent Initiator des Projektes HyDeal Ambition. Ziel ist die Produktion und der Vertrieb von grünem Wasserstoff an Industrieunternehmen in Spanien, Frankreich aber auch Deutschland auf einer kommerziellen Basis. Grundlage sollen langfristige - mit einer Laufzeit von bis zu 25 Jahren - Abnahmeverträge mit den Industrieunternehmen sein. Der Preis für den grünen Wasserstoff ist ein "anlegbarer" Preis, der sich an dem Preis von alternativen Energieträgern, das sind "grauer" Wasserstoff und Erdgas, orientiert. (Ältere unter Ihnen liebe Leserinnen und Leser kennen das Preisprinzip noch aus Prä-Liberalisierungszeiten der Gaswirtschaft).
Der "anlegbare" Preis beträgt, so Lepercq im Gespräch mit ener|gate Gasmarkt,1,50 Euro/kg. Dies ist der aktuelle Benchmark für grauen Wasserstoff, also Wasserstoff, der aus Erdgas mit dem Dampfreformierungsverfahren gewonnen wird. Das CO2 wird bei grauem Wasserstoff in die Atmosphäre emittiert. Aber Lepercq argumentiert, auch bezogen auf Erdgas seien 1,50 Euro/kg ein anlegbarer Preis. Industrieunternehmen würden für die kommenden zehn Jahre mit einem Gaspreis von 20,00 bis 25,00 Euro/MWh kalkulieren. Dazu kommt eine erwartete Belastung des emittierten CO2 mit mindestens 50 Euro/t. Mit einem solchen Wert würde jedes Unternehmen kalkulieren, versichert Lepercq. Das sind rund 10,00 Euro/MWh umgerechnet auf den Gaspreis.
The French entrepreneur Thierry Lepercq thinks a European market for green hydrogen may develop the same way the European gas market developed With his company Soladvent, Mr Lepercq is the initiator of the project HyDeal Ambition. The aim of the endeavour is to produce and sell green hydrogen to industrial users in Spain, France and Germany on a commercial basis. The business model relies on long-term - up to 25 years - offtake contracts with industrial users. The price is based on the price of competing fuels (the good old "Anlegbarkeit" principle of the pre-liberalisation age of the European gas industry, as older readers may remember).
The price that green hydrogen has to match is 1.50 euros/kg, Mr Lepercq explained to ener|gate Gasmarkt in a discussion. 1.50 euros/kg is the current benchmark price for grey hydrogen, i.e. hydrogen produced from natural gas in a steam reforming process where the remaining carbon dioxide is emitted into the air. But, as Mr Lepercq argues, at a price of 1.50 euros/kg, green hydrogen is also competitive to natural gas. For the next ten years, industrial users calculate with a gas price of 20.00 to 25.00 euros/ MWh. And they add to that price a burden from CO2 emissions of at least 50 euros/t. "Every company calculates with such a value for CO2", he assures. 50 euros/t translates into a burden on gas of around 10.00 euros/MWh. The calorific value (higher hearing value) of gas is 39 kWh/kg. This means in energy units that the hydrogen price is roughly 38 euros/MWh. Because the hydrogen is carbon free, nothing is charged for carbon when using hydrogen. As a consequence, the hydrogen price and the price for natural gas are on the same level considering the CO2 burden on gas. Or, as Mr Lepercq expresses it: The CO2 value of green hydrogen is 0.50 euros/kg.
Die Gaswirtschaft ist bisher erstaunlich gut durch die Corona-Krise gekommen. Dies ist eine der zentralen Botschaften von Dr. Heiko Lohmann im energate Jahresreport Gas 2020. Der Gasexperte hat erneut die Hintergründe und Entwicklungen im Jahresverlauf nachgezeichnet.
Eine andere mögliche zentrale Weichenstellung für die Branche zeigte sich 2020 auch deutlich: Wird Gas die neue Kohle oder …
