CDI Summer Summit 2024

Praxis­naher Erfah­rungs­aus­tausch auf Führungs­ebene: Vom 11. bis 13.09.2024 trafen sich nun zum dritten Mal Vertreter der energie­in­ten­siven Industrie zum „Summer Summit“ des Clusters der Dekar­bo­ni­sierung der Industrie (CDI). Jakob Flechtner, Leiter des Kompe­tenz­zentrum Klima­schutz in energie­in­ten­siven Indus­trien (KEI) und Andreas Findeisen, Leiter der CDI Koordi­nie­rungs­stelle, konnten so über 80 Teilnehmer aus dem breiten Partner­kreis auf dem Siemens Energy Innova­ti­ons­campus in Görlitz begrüßen. An inten­siven anderthalb Tagen (und einem gesel­ligen Auftakt­dinner am Vorabend) gab es Vorträge, inter­aktive Workshops zum aktuellen Stand der Dekar­bo­ni­sierung rund um die Kernthemen des Clusters und Zeit für das Netzwerken und den fachlichen Austausch. „Kurs zu halten auf dem Pfad zur indus­tri­ellen Dekar­bo­ni­sierung“ war das Motto. Hierauf stimmte auch Tobias Panse, Senior Vice President Steam Turbines and Generators von Siemens Energy, in seiner Funktion als Gastgeber in seinem Grußwort ein.

Grüne Märkte

Das Programm war spannend und vielseitig. Stela Ivanova (BMWK) sprach über Leitmärkte für klima­freund­liche Grund­stoffe. In diese Richtung ging auch der Workshop 1, der sich mit der Zukunft der grünen Märkte befasste und eine holis­tische Betrachtung wagte. Ausgehend von der Prämisse, dass es 2045 grüne Leitmärkte geben wird, wurde disku­tiert, wie weit sich Wirtschafts­wachstum mit grünen Märkten verträgt, ob also grüne Märkte mit einem Wachs­tums­be­griff einher­gehen oder es einer Neude­fi­nition des Wachs­tums­be­griffs bedarf, berich­teten Arne Müller (CDI) und Sven Johannssen (Corporate Strategy Sustaina­bility Siemens Energy). Auch im Diskurs zwischen den Teilneh­menden zeigte sich der inter­es­sante Aspekt, dass man einer­seits mehr Regulierung und anderer­seits weniger Regulierung brauche. Wenn man über grüne Produkte spricht, ist zudem zu fragen, wie man das global mit einheit­lichen Werten etablieren kann und mit Chancen­gleichheit global umgehen soll. Gegebe­nen­falls gibt es regionale grüne Leitmärkte.

Bilan­zierung und Bewertung von Treibhausgasen 

Den Auftakt zum Workshop 2 lieferte Dr. Alexander Tunnat (evety GmbH) mit einem Input­re­ferat. Deutlich wurde hierbei insbe­sondere das Problem der Infor­ma­ti­ons­be­schaffung, gerade auch zu Scope 3 Emissionen, also allen indirekten Treib­hausgas-Emissionen aus Quellen, die das bilan­zie­rende Unter­nehmen nicht besitzt oder direkt kontrol­liert. Diese machen in der Regel den größten Teil der Emissionen aus und damit bekommt das Liefe­ran­ten­ma­nagement eine große Bedeutung, erläu­terte Markus Will (Hochschule Zittau/Görlitz). Im nächsten Schritt muss man u.a. schauen, wer wie gerechnet und bewertet hat und wenn ja, auf welcher Rechen­grundlage. Deutlich wurde, dass standar­di­sierte Methoden zur Bilan­zierung und Bewertung vorhanden sind. Die Experten machten jedoch deutlich, dass noch Normungs­arbeit nötig ist, sowie ein Erfah­rungs­aus­tausch, beispiels­weise unter dem Dach des CDI.

Energie­kon­zepte für Industrieanlagen 

Aufhänger für den Workshop 3 war die Frage, wie die Trans­for­mation nachhaltig und wirtschaftlich erfolgen kann. Hierbei ist zu schauen, was man heute schon erreichen kann, von der Effizi­enz­stei­gerung, über den fuel shift und der Hybri­di­sierung bis hin zur „deep decar­bo­ni­sation“. Disku­tiert wurden die Knack­punkte der einzelnen Phasen. Natürlich gibt es für die Trans­for­mation keine „one fits all“-Lösung. Die Möglich­keiten sind natürlich abhängig vom Ausgangs­zu­stand. Doch wurde deutlich, dass die Technik selbst nicht das Problem ist, sondern die Frage, wohin man eigentlich möchte und welche Ziele man verfolge und ob dies unter den regula­to­ri­schen Rahmen­be­din­gungen realisier ist.  haben wir. Ein Knack­punkt auf dem Weg der Trans­for­mation ist und bleibt die Gesetzgebung.

Speicher

Bedenkt man, dass erneu­erbare Energien mit ihren jewei­ligen Leistungs­peaks ganz andere Anfor­de­rungen mit sich bringen, wird klar, dass auch über die Speicherung disku­tiert werden muss. Uwe Lenk (Siemens Energy) berichtete von einem Pilot­projekt eines Energie­spei­chers in Basalt­ka­vernen und ging der Frage nach, welchen Beitrag die Industrie zur Unter­stützung der Netzsta­bi­lität durch den Einsatz von Speichern leisten kann. Über Wärme­ma­nagement und Anlagen­technik und die effiziente Gestaltung indus­tri­eller Wärme­ströme, sprach Jörg Koschkar (Head Project Engineering and Mecha­nical Design | Siemens Energy). Im Workshop 4 ging es dann um Hochtem­pe­ratur-Wärme­speicher. Unter der Workshop­leitung von Dr. Thomas Bauer (Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt – DLR) berich­teten drei Unter­nehmen über ihre markt­reifen Anlagen­typen zur effizi­enten und nachhal­tigen Speicherung von Wärme. Die Teilneh­menden konnten zusammen mit Jonas Witt und Marc Mauermann von der ENERGYNEST GmbH (Wärme­träger: Spezi­al­beton), Peter Kordt von LUMENION (Wärme­träger: Stahl) und Lars Marti­nussen von der Kyoto Group SE (Wärme­träger: Flüssigsalz) disku­tieren. Neben techni­schen und organi­sa­to­ri­schen Fragen („before or behind the meter?“) ging es um Erfah­rungen mit Referenz­an­lagen und Key Perfor­mance Indicators (KPI). Deutlich wurde zudem, dass Regula­torik und Organi­sation eng betrachtet werden müssen. Disku­tiert wurde über Netzent­gelte (Dynamische Netzent­gelte, „Strom­preis nutzen statt abregeln“) und über Förder­mög­lich­keiten. Bei Letzterem müsste man schauen, inwiefern auch eine Erwei­terung der KWK-Förderung für Speicher inter­essant wäre.

Mit neuen Impulsen, inter­es­santen Kontakten und vielen spannenden Einblicken – nicht zuletzt durch den Werks­rundgang bei Siemens Energy „Trans­for­mation of Industry“ – (Stimmungsbild mit alter Maschine anbei) bleibt nach dem Summit 2024 die Vorfreude auf die nächsten Veran­stal­tungen des CDI.

(Dirk Buchsteiner)

 

2024-09-13T18:50:08+02:0013. September 2024|Energiewende weltweit, Erneuerbare Energien, Industrie, Klimaschutz, re unterwegs, Umwelt, Wärme, Wasserstoff|

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|