Über Miriam Vollmer

Dr. Miriam Vollmer ist Rechtsanwältin und Fachanwältin für Verwaltungsrecht. Sie vertritt seit 2006 Stadtwerke und andere Unternehmen rund um die Themen Klima, Umwelt und Energie. Frau Dr. Vollmer ist Lehrbeauftragte der Universität Bielefeld, Vortragsrednerin mit breiter Erfahrung von Fortbildungsveranstaltungen bis zur re:publica und Verfasserin zahlreicher Publikationen.

Kein Wasser­stoff fürs Haus

An und für sich ist es simpel: Im § 3 Abs. 2 Bundes-Klima­gesetz steht, dass Deutschland 2045 treib­haus­gas­neutral sein soll. Erdgas ist kein treib­haus­gas­neu­traler Brenn­stoff, damit hat die Erdgas­ver­brennung ein natür­liches Verfalls­datum: Nach dem 31.12.2044 ist sie verboten.

Statt dessen hoffen viele Verbraucher auf Wasser­stoff. Grüner Wasser­stoff entspricht gem. § 71 Abs. 3 Nr. 5 Gebäu­den­e­en­er­gie­gesetz (GEG) der Verpflichtung, mindestens 65% Erneu­erbare einzu­setzen, die bis 2045 natürlich auf 100% steigen muss, denn ansonsten haut das mit der THG-Neutra­lität ja gar nicht hin. Manche Verbraucher hoffen, dass dann eines Tages das vorhandene Erdgasnetz einfach und sozusagen hinter den Kulissen mit Wasser­stoff statt Erdgas befüllt wird, und für sie alles bleibt, wie es ist.

Dies aller­dings scheitert schon daran, dass auch H2-ready-Heizungen nicht mit 100% Wasser­stoff befeuert werden können. Aber gut, bis 2045 mag das anders aussehen. Der Grund, wieso Verbraucher sich nicht auf eine solche Lösung verlassen sollten, ist ein ganz anderer: Es ist extrem unwahr­scheinlich, dass der örtliche Verteil­netz­be­treiber für Erdgas eine solche Umstellung vornehmen kann. Das hat zum einen sachliche und zum anderen recht­liche Gründe.

Der sachliche Grund ist simpel: Voraus­sichtlich ist nicht genug grüner Wasser­stoff da. Denn um Wasser­stoff herzu­stellen braucht man elektri­schen Strom, der das Wasser in Sauer­stoff und Wasser­stoff aufspaltet und damit elektrische in chemische Energie umwandelt. Mit anderen Worten: Die verfügbare Menge an Erneu­er­barem Strom begrenzt die Kapazität für Wasser­stoff. Entweder braucht man also viel mehr Solar- und Windkraft­an­lagen in Deutschland. Oder in anderen Ländern entstehen diese Kapazi­täten und werden nicht vor Ort verbraucht, sondern in einer Elektrolyse verar­beitet und nach Deutschland expor­tiert. Dass die gesamten – oder auch nur wesent­liche Teile – der zuletzt rund 360 TWh Erdgas, die in Gebäuden abgenommen wurden, durch auf diese Weise produ­zierten Wasser­stoff ersetzt werden, erwartet niemand ernsthaft, auch nicht die Bundes­re­gierung. Diese plant in ihrer aktuellen Wasser­stoff­stra­tegie zwar mit einer Explosion der Elektro­ly­se­ka­pa­zität auf das 125-fache der heutigen Kapazität. Sie rechnet auch damit, dass Deutschland darüber hinaus auch im Ausland im großen Stil kauft. Aber selbst mit so erheb­lichen Anstren­gungen plant sie nur mit 90 – 130 TWh im Jahr 2030. Diese Mengen benötigt die Industrie aber deutlich dringender als Verbraucher, weil sie Wasser­stoff teilweise stofflich nutzt, teilweise auf direkte Verbren­nungs­vor­gänge angewiesen ist. Dieses Maß an Alter­na­tiv­lo­sigkeit besteht im Gebäu­de­sektor nicht.

Neben diesem sachlichen Grund gibt es aber einen handfesten recht­lichen Grund, wieso die Umwidmung des bestehenden Netzes in ein Wasser­stoffnetz die Ausnahme bleiben wird: Der einzelne Gasver­teil­netz­be­treiber ist in seiner Entscheidung nicht frei. Das versteht sich eigentlich von selbst, denn der Wasser­stoff kommt ja in aller Regel vom Produ­zenten aus nur zu ihm, wenn er mit einem Wasser­stoff­fern­lei­tungsnetz verbunden ist. Er muss also in der Nähe einer solchen geplanten Netzstruktur liegen, oder es gibt Elektro­ly­se­ka­pa­zi­täten vor Ort. Ohne eine solche Struktur kann es keinen Fahrplan für die Umstellung des Netzes geben, wie er in § 71k Abs. 1 Nr. 2 GEG vorge­sehen ist. Hier ist auch vorge­sehen, dass der Netzbe­treiber die Finan­zierung nachweist, und dass der Plan mit den Klima­schutz­zielen und den Zwischen­zielen vereinbar ist. Dieser Plan muss zum 30.06.2028 vorliegen. Er ist zudem geneh­mi­gungs­be­dürftig, zuständig die BNetzA. Vorge­sehen sind fortlau­fende Revisionen alle drei Jahre.

Nun kommt’s: Wenn die Behörde im Zuge ihrer turnus­mä­ßigen Überprü­fungen feststellt, dass die Umstellung des Erdgas­netzes nicht so läuft, wie der Betreiber es geplant hat, so stellt die Behörde das Scheitern fest. Indes scheitert der Netzbe­treiber nicht einfach so. Sondern er schuldet nach § 71k Abs. 6 GEG in diesem Fall den Gebäu­de­ei­gen­tümern die Mehrkosten, die entstehen, weil sie sich in guten Glauben an das Wasser­stoffnetz eine Heizung haben einbauen lassen, die nun nach drei Jahren durch eine andere, klima­neu­trale Lösung ersetzt werden muss, es sei denn, er hat dies nicht zu vertreten. Damit kostet ein Scheitern des Versorgers nicht nur die Entwick­lungs­kosten, sondern auch mögli­cher­weise erheb­liche Verpflich­tungen gegenüber den enttäuschten Letztverbrauchern.

Damit ist klar: Die aller­meisten Gasver­teil­netz­be­treiber können von vornherein keinen Umstel­lungs­fahrplan vorlegen, weil sie weder an einer Fernleitung liegen noch eine Elektrolyse vor Ort produ­ziert. Ist das anders, haften sie aber nach dem Gesetz für einen Erfolg, dessen Eintritt sie nur sehr peripher beein­flussen können. Dazu werden nur wenige Unter­nehmen bereit sein, wenn die Unsicher­heiten so groß sind wie aktuell.

Insofern ist es konse­quent, wenn die Bundes­re­gierung in ihrer Wasser­stoffstretagie schreibt:

Allgemein wird der Einsatz von Wasser­stoff in der dezen­tralen Wärme­er­zeugung nach derzei­tigem Erkennt­nis­stand eine eher nachge­ordnete Rolle spielen.“

(Miriam Vollmer).

2024-07-13T01:17:49+02:0013. Juli 2024|Wärme, Wasserstoff|

Die kurze Laufzeit des Thorium-Hochtem­pe­ra­tur­re­aktor (THTR-300) in Hamm-Uentrop

Der Thorium-Hochtem­pe­ra­tur­re­aktor THTR-300 in Hamm-Uentrop, Nordrhein-Westfalen, war ein experi­men­telle Reaktor, der von 1983 bis 1989 in Betrieb war, basierte auf einem Design, das Thorium als Brenn­stoff nutzte und mit Hochtem­pe­ra­tur­tech­no­logie arbeitete. Sein beson­deres Merkmal waren die kugel­för­migen Brenn­ele­mente, die Thorium und Uran enthielten und von einem Graphit­mantel umgeben waren. Der Graphit diente als Moderator, um die Neutronen abzubremsen und die Kernspaltung zu ermög­lichen. Mit einer elektri­schen Leistung von 300 Megawatt (MW) sollte der Reaktor sowohl Effizienz als auch Sicherheit verbessern.

Betriebszeit und Herausforderungen

Nach seiner Inbetrieb­nahme 1983 kämpfte der THTR-300 jedoch mit zahlreichen techni­schen Problemen und war insgesamt nur etwa 423 Volllasttage in Betrieb. Ein schwer­wie­gender Zwischenfall ereignete sich im Mai 1986, kurz nach der Reaktor­ka­ta­strophe von Tscher­nobyl. Bei dem Vorfall entwich radio­ak­tives Gas, was zu erheb­lichen öffent­lichen Protesten und Bedenken hinsichtlich der Sicherheit führte.

Still­legung und Rückbau
Angesichts der techni­schen Schwie­rig­keiten, der hohen Betriebs­kosten und des zuneh­menden politi­schen Drucks wurde der THTR-300 1989 endgültig abgeschaltet. Der anschlie­ßende Rückbau des Reaktors erwies sich als komplex und langwierig, wobei erheb­liche finan­zielle Mittel aufge­wendet wurden, um die Anlage sicher abzubauen.
Der Rückbau wurde von mehreren Parteien finan­ziert. Die Kosten wurden zwischen dem Betreiber und dem Staat aufgeteilt.

  1. Betreiber (HKG – Hochtem­pe­ratur-Kernkraftwerk GmbH): Die HKG war das Konsortium, das den THTR-300 betrieb. Es setzte sich aus verschie­denen Indus­trie­un­ter­nehmen zusammen, darunter VEW (Verei­nigte Elektri­zi­täts­werke Westfalen) und andere.
  2. Bundes­re­publik Deutschland: Der deutsche Staat übernahm einen erheb­lichen Teil der Rückbau­kosten. Der Anteil des Bundes belief sich auf etwa 75% der gesamten Kosten.
  3. Land Nordrhein-Westfalen: Das Bundesland, in dem der Reaktor stand, betei­ligte sich ebenfalls an den Kosten, deckte jedoch einen kleineren Anteil als der Bund.

 

Bedeutung und Nachwirkung

Thorium gilt in der Atomkraft als poten­ziell sicherer und effizi­enter Brenn­stoff im Vergleich zu herkömm­lichem Uran, da es in der Natur häufiger vorkommt und weniger langle­bigen radio­ak­tiven Abfall produ­ziert. Dennoch verdeut­lichte das Projekt auch die erheb­lichen techni­schen und finan­zi­ellen Hürden, die mit der Entwicklung neuer Kerntech­no­logien verbunden sind.

Heute bleibt der THTR-300 ein Beispiel für die Ambitionen und Heraus­for­de­rungen der Kernfor­schung und erinnert an die komplexe Balance zwischen techno­lo­gi­schem Fortschritt und Sicher­heits­be­denken in der Energieerzeugung.

(Christian Dümke)

2024-07-12T20:23:04+02:0012. Juli 2024|Allgemein, Atomkraft|

Zwischen­händler hat Erstat­tungs­an­spruch nach StromPBG: Zu LG Stuttgart v. 27.06.2024, 30 O 19/24

Ein Konzern betreibt Alten- und Pflege­heime und hat für die Energie­ver­sorgung eine Service­tochter gegründet. Diese schließt Vorlie­fe­ran­ten­ver­träge mit Dritten ab und Strom­lie­fer­ver­träge mit den verbun­denen Einrich­tungen. Die Liefe­ran­ten­rah­men­ver­träge mit dem jeweils örtlichen Netzbe­treiber hält jeweils der Vorversorger.

Nun kommt die Gaspreis­krise. Der Gesetz­geber erlässt das Strom­preis­brem­se­gesetz (StromPBG) und gewährt darin den Letzt­ver­brau­chern eine Entlastung, die deren Elektri­zi­täts­ver­sor­gungs­un­ter­nehmen gewähren sollen. Diese wiederum erhalten eine Erstattung vom Übertra­gungs­netz­be­treiber. Doch statt auf den etablierten Begriff des Energie­ver­sorgers abzustellen, der Strom an Dritte liefert, verlangt der Gesetz­geber eine Lieferung „über ein Netz“, § 2 Nr. 6 StromPBG.

Nun liegen einige der Einrich­tungen in Baden-Württemberg. Übertra­gungs­netz­be­treiber ist die TransNet BW. Diese prüft und kommt zum Ergebnis, hier liege keine Lieferung über ein Netz vor. Die Service­tochter sei deswegen Letzt­ver­brau­cherin, ihre Marge nicht ersatz­fähig. Se verweigert die Erstattung. Die Service­tochter klagt.

Das Landge­richt (LG) Stuttgart hat mit Urteil vom 27.06.2024 – 30 O 19/24 – nunmehr – wie in ähnlicher Sache bereits das LG Bayreuth, Urt. v. 30.11.2023 – 1 HK O 30/23 – der von uns vertre­tenen Service­tochter recht gegeben. Während der ÜNB meint, hier würden die Pflege­heime nicht über, sondern hinter dem Netz versorgt, bestätigt das LG Stuttgart, dass auch Zwischen­händler über ein Netz versorgen. Die Fiktion einer Art virtu­eller Kunden­anlage, die die TransNet BW konstru­ieren wollte, führt nach Ansicht des Gerichts zu einer Benach­tei­ligung der Endkunden. Das habe auch der Gesetz­geber nicht gewollt. Wenn dies mehrfache Entlas­tungen ermög­liche, die keiner bemerkt, wie die Übertra­gungs­netz­be­trei­berin vorge­tragen hat, so sei dies ein Problem der Regelungs­me­chanik, das der Service­tochter und ihren Kunden nicht zur Last fallen könnte.

Die Entscheidung ist noch nicht rechts­kräftig, Berufung ist angekündigt (Miriam Vollmer).

2024-07-05T19:43:21+02:005. Juli 2024|Allgemein|