Schlagwort: Wärmewende

Erdgasnetzstillegung und -rückbau: Welche Fragen beachtet werden sollten

Die Wärmewende erzwingt die Zukunftsfrage der Gasnetze

Die Rahmenbedingungen für die Wärmewende dürften in den kommenden Wochen durch den Beschluss des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) und der kommunalen Wärmeplanung durch das Wärmeplanungsgesetz gelegt sein. Eine große Frage dürfte aber weiter offen sein, trotz Beschluss der gesetzlichen Rahmenbedingungen: Was wird aus unseren Erdgasnetzen? Zwar wissen wir nicht, wie viel Erdgas oder grüne Gase wir am Ende brauchen werden, eines dürfte aber ziemlich sicher sein, die Gasinfrastrukturkapazitäten dürften sinken, da der Trend der Elektrifizierung anhalten dürfte.
Für Gasnetzbetreiber ergeben sich dazu eine Vielzahl von Fragestellungen, wenn es um den Weiterbetrieb, die Stilllegung und den Rückbau der Netze geht, da diese natürlich mit erheblichen finanziellen Auswirkungen verbunden sind.
Aus diesem Grund wollen wir in diesem Blogbeitrag uns intensiver mit potentiellen Fragestellungen beschäftigen, welche im Zuge der Erdgasnetzstilllegung und des ggf. notwendigen Rückbaus ergeben. Die potentiellen Fragen spiegeln sicherlich nur einen Ausschnitt des Themenkomplexes wider, sollen aber eine erste Grundlage bilden. Im Fokus hierbei stehen sicherlich die Fragen, wer die Stilllegung und den Rückbau zu verantworten haben, mit welchen finanziellen Auswirkungen auf Seiten des Energieversorgungsunternehmen sowie der Kommune zu rechnen ist, aber auch, zu welchen Konsequenzen die Stilllegung in anderen Energiesektoren führt.

Die Verantwortungsfrage der Erdgasnetzstilllegung und des Rückbaus

Die erste Ausgangsfrage, wenn es um die Stilllegung des Erdgasnetzes geht, dürfte sein, ob der Netzbetreiber und somit das Energieversorgungsunternehmen oder die Kommune verantwortlich ist. Eine Frage, welche in der Praxis nicht so einfach zu beantworten ist.
Allgemein gilt in Deutschland, dass der Rückbau eines Erdgasnetzes in der Regel Sache des Netzbetreibers oder des Eigentümers des Gasnetzes ist. Diese Unternehmen sind gesetzlich verpflichtet, sicherzustellen, dass die stillgelegte Infrastruktur ordnungsgemäß demontiert und zurückgebaut wird. Der Rückbau eines Gasnetzes muss in Übereinstimmung mit den einschlägigen Gesetzen, Vorschriften und Umweltauflagen erfolgen. Die genauen Verantwortlichkeiten und Prozesse können jedoch je nach den Umständen und den örtlichen Bestimmungen variieren. In einigen Fällen kann es auch erforderlich sein, behördliche Genehmigungen einzuholen und Umweltauswirkungen zu berücksichtigen, insbesondere wenn das Gasnetz in der Nähe von Umweltschutzgebieten oder sensiblen Gebieten liegt.
Wichtig für die Klärung der Verantwortungsfrage ist jedoch der Zeitpunkt, in dem dieser stattfindet und welche Abstimmungen individuell mit der Kommune im Konzessionsvertrag getroffen wurden. Findet eine (Teil-)Stilllegung während der Laufzeit der Konzession mit einem Netzbetreiber statt, dürfte die Stilllegung und der Rückbau in den Aufgabenbereich des Netzbetreibers fallen. Läuft die Konzession jedoch aus und steht im Anschluss die Stilllegung des Erdgasnetzes an, dürfte die Kommune als Eigentümer des Netzes in die Verantwortung gezogen werden, sofern keine individuelle Vereinbarung mit dem Netzbetreiber geschlossen wurde.
Auf der anderen Seite wäre es auch denkbar, dass wenn im KA-Vertrag nichts bzgl. Rückbauverpflichtung geregelt ist, hätte die Kommune immer noch den Beseitigungsanspruch nach §1004 BGB, zumindest während der Verjährungsfrist von 3 Jahren – das sollte als mögliches Risiko beim Netzbetreiber beachtet werden. Im Ergebnis gilt somit das Prinzip, dass die Ausgestaltung des Konzessionsvertrages zwischen Kommune und Netzbetreiber im Einzelfall zu prüfen ist.

Die Fragen der finanziellen Auswirkungen des Erdgasnetzrückbaus

Die Frage der Verantwortung für die Stilllegung und den Rückbau der Erdgasnetze dürfte eng mit den finanziellen Auswirkungen auf den Netzbetreiber, die Kommune und den Endkunden verknüpft sein. Aus der ganzheitlichen Sicht des Energieversorgungsunternehmens stellt sich sicherlich die Frage, welche Auswirkungen der Wegfall einer Kernsparte auf die Unternehmenszahlen sowie deren Bewertung haben wird. Auf der einen Seite bricht der Gasvertrieb in der Marktrolle des Lieferanten ggf. vollständig weg, sofern kein Umstieg auf grüne Gase erfolgt. Die Einnahmeausfälle müssten entweder durch neue Geschäftsmodelle in anderen Energiesparten (Strom / Wasser / Fernwärme) kompensiert werden oder es müsste auch über eine Verkleinerung des Unternehmens nachgedacht werden.
Auf der anderen Seite gehen dem Energieversorgungsunternehmen stabile Gewinne aus dem Netzbetrieb verloren, welche oft zur Quersubventionierung von Aufgaben der kommunalen Daseinsfürsorge (ÖPNV / Schwimmbäder etc.) genutzt werden. Kann das EVU die Ausfälle nicht kompensieren, dürfte die Kommune einspringen müssen oder die Kürzung des Leistungsspektrums in die Wege leiten.
Ebenfalls zu berücksichtigen ist, dass die heutige Gasnetzinfrastruktur ein hohes Sachanlagevermögen ausweist und wesentlich zur Stabilität der Bilanz der Unternehmensstruktur beiträgt. Ein Wegfall der Assets durch Sonderabschreibungen, durch die Stilllegung der Netze vor 2045 dürfte zu einer deutlichen Verschlechterung der Unternehmensbewertung führen. In der Konsequenz würde die Bonität der Unternehmen sinken und sich damit die Finanzierungsmöglichkeiten verschlechtern, sofern die Kommune neue Kredite nicht zusätzlich absichert.
Allerdings geht es bei der Betrachtung nicht nur um den Wegfall von Einnahmen oder dem Abschreiben von Anlagegütern, sondern auch um die Klärung der Anschlussfinanzierung des Rückbaus und die Bildung möglicher Rückstellungen. Aus Netzbetreibersicht dürften die Kosten des Rückbaus erheblich sein, wenn die gesamte Erdgasnetzinfrastruktur zurückgebaut werden müsste. Einzelne Expertenmeinungen gehen sogar von höheren Rückbau- als Errichtungskosten aus. In der Konsequenz müsste der Netzbetreiber schon heute Rückstellungen bilden.
Hier besteht jedoch zum einen das Problem, dass der heutige Regulierungsrahmen die Bildung von Rückstellungen für den Rückbau nicht (ausreichend) berücksichtigt und ggf. binnen kurzer Zeit hohe finanzielle Mittel erforderlich wären. Vor allem, wenn die Stilllegung deutlich vor 2045 erfolgen sollte. Die Einnahmen müssten über die Netznutzungsentgelte generiert werden, welche somit für die Endkunden weiter steigen würden. Die Frage der Anschlussfinanzierung ist somit ein wesentlicher Punkt aus Sicht aller Beteiligten, wenn es um die Stilllegung des Erdgasnetzes geht.
Die Netznutzungsentgelte dürften auch weiter für die verblieben Netznutzer steigen, wenn es zu einer Teilstilllegung des Gasnetzes kommen sollte, da von sinkenden Skaleneffekten auszugehen ist, wodurch die Netzkosten stärker auf die Nutzer umgelegt werden müssten. Auch ist zu klären, welche Auswirkungen eine Netzverkleinerung auf den Effizienzvergleich hätten oder wenn ein Gasversorger in das vereinfachte Verfahren rutscht (unter der Einnahme, dass der Regulierungsrahmen in der jetzigen Form fortgeführt wird).

Die Auswirkung der Stilllegung auf andere Energieinfrastrukturen

Die Verringerung der Anschlussnutzerzahlen und des Absatzvolumens von Gas wird zwangsläufig zu einer Verlagerung der Nachfrage auf andere Energieträger führen. Durch den Trend der Elektrifizierung, das politische Ziel des Fernwärmenetzausbaus sowie die Umstellung konventioneller Wärme hin zu erneuerbarer Wärme, wird zu einer stärkeren Belastung der anderen Energieinfrastrukturen führen. Die zusätzliche Beanspruchung der anderen Energieinfrastrukturen muss zeitgleich mit der Stilllegung der Erdgasnetze berücksichtigt werden.
Mit Blick auf die kommunale Wärmeplanung, dürfte dies vor allem die Niederspannungsnetze treffen, wenn es u.a. um den Ausbau der Wärmepumpen geht, aber auch die Erweiterung der Fern- und Nahwärmenetze, wenn es um den Umstieg auf erneuerbares Heizen geht. Auf der anderen Seite dürfte der Ausbau der Fernwärme dazu führen, dass Fernwärmenetzbetreiber ihre Bemühungen intensivieren müssen, die Quoten für erneuerbare Energien zu erreichen, da der Zuwachs der Nachfrage zu einem Mehrbedarf an Erzeugungskapazitäten führt. Da schon jetzt einige Versorger vor der Herausforderung stehen ihre Fernwärme grün zu produzieren.
Die Stilllegung der Erdgasnetzinfrastruktur ist somit kein in sich geschlossenes Thema, sondern die Auswirkung sind sektorübergreifend zu betrachten. Dies gilt auch bei einer Umstellung auf grüne Gase, welche zu einer Verringerung der Nachfrage in den Bereichen Strom und Fernwärme führen. Genauso kann die Herstellung von grünen Gasen aber auch zu einer zusätzlichen Netzauslastung führen, falls lokale Elektroylsekapazitäten vor Ort aufgebaut werden sollten.

Fazit

Die Stilllegung unserer Erdgaskapazitäten ist mit einer Vielzahl von Fragestellungen und potentiellen Auswirkungen verbunden, welche in der Praxis noch zu einigen Umsetzungsdiskussionen führen dürften. Erheblich aus Netzbetreibersicht dürften sicherlich die finanziellen Auswirkungen auf das Geschäftsmodell sein sowie die die Frage der Verantwortung der Stilllegung und des Rückbaus der Netze.
Insgesamt müssen sich die Kommunen als auch die Netzbetreiber intensiv mit der Ausgestaltung der bisherigen, aber auch der zukünftigen Erdgasnetze auseinandersetzen. Gerade mittelfristig mit Blick auf das Jahr 2045 dürfte es aus Sicht der Kommune immer schwieriger werden einen Netzbetreiber zu finden, welcher den Erdgasnetzbetrieb übernimmt und gleichzeitig die Verantwortung des Rückbaus. Schon jetzt ist am Markt zu beobachten, dass einzelne Kommunen nur noch einen Bewerber auf eine Gasnetzkonzession erhalten oder keine mehr. Findet sich ein Bewerber sichern sich diese Netzbetreiber bereits jetzt die Möglichkeit die Verantwortung des Rückbaus auf die Kommune zu verlagern. Die Kommunen wiederum gehen diese Vereinbarung ein, damit der Netzbetrieb noch gewährleistet bleibt und nicht selbst die Verantwortung übernehmen muss.
Die Netzbetreiber und Kommunen müssen jedoch nicht nur die Wende im Gassektor managen, sondern auch die Auswirkungen auf alternative Energieinfrastrukturen berücksichtigen. Daher dürfte vor allem die kommunale Wärmewende stark mit der Entwicklung der Gasnetze verknüpft werden. Hier gibt es jedoch Bedarf den Regulierungsrahmen (ARegV und Co.) stärker an die Wärmeplanung anzupassen, da z. B. eine vorzeitige Stilllegung vor 2045 nicht möglich ist, da die kalkulatorischen Abschreibungen nur maximal auf das Jahr 2045 auf Neuinvestitionen begrenzt sind. Ein schnelleres Abschreiben ist nicht möglich, weswegen der Anreiz für Gasnetzbetreiber gering ist.

Die kommunale Wärmeplanung – Fakten, Hintergründe und Herausforderungen 

Während die deutsche Energiewende in Vergangenheit vor allem eine Stromwende war, hinkt der Wärmesektor weit hinterher. In Zeiten von Energie- und Klimakrisen wächst daher der Bedarf an effektiven Strategien zur zukunftsfähigen Umgestaltung der Wärmeversorgung. Wie wir um letzten Beitrag schon zeigen konnten, stellt der Wärmesektor mit einem Anteil von über 50 % am Gesamtenergieverbrauch und 40 Prozent an den energiebedingten Treibhausgasemissionen einen Schlüsselbereich für die Substitution fossiler Energiequellen dar.  

Im Gegensatz zur Stromversorgung sind Wärmeströme meist kleinteiliger und heterogener, weil sie von vielzähligen Akteuren, Technologien und örtlichen Gegebenheiten geprägt sind. So gehören zu den relevanten Akteuren der lokalen Energiewende neben Politik und Verwaltung, Energieversorger, Netzbetreiber, Baugewerbe, Wohnungsunternehmen, private Eigentums- und Mietparteien, Gewerbetreibende, Industriebetriebe, Rechenzentren, Ver- und Entsorgungsbetriebe. Außerdem sind Bürgerinnen und Bürger mit ihren privaten Verbräuchen und Einspeisungen zu berücksichtigen.  

Die Wärmewende ist daher nur bedingt zentral steuerbar, weshalb neben bundespolitischen Weichenstellungen lokale Transformationspfade notwendig sind, um die oftmals unkoordiniert verlaufenden Maßnahmen vor Ort in ein strategisches Gesamtkonzept einzubinden. Hinzu kommt, dass für eine flächendeckende Wärmewende vielfältige, zumeist private Investitionen in Heizungsanlagen, Gebäude, Erzeugungskapazitäten und Netze mit hohem Kapitalaufwand und vergleichsweise langen Refinanzierungsräumen getätigt werden müssen. Planungssicherheit spielt für die Beteiligten daher eine große Rolle. Anstelle universeller Blaupausen braucht es vor allem festgelegte, lokale Ausbauszenarien, die Investitionsanreize und -sicherheit schaffen sowie ein abgestimmtes, sektorübergreifendes Handeln befördern. In Debatten um den Umbau des Wärmesektors rücken daher derzeit vermehrt kommunale Planungsbedarfe ins Blickfeld. 

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Die kommunale Wärmeplanung als Instrument zur Umsetzung der lokalen Wärmewende 

Mit einer umfassenden klima- und energiepolitischen Zielarchitektur hat die Bundesregierung bereits wesentliche Weichen für den zukunftsgerichteten Umbau der deutschen Wärmeversorgung gestellt. Wie aktuelle Daten verdeutlichen, werden die Zielsetzungen bislang jedoch mit mäßigem Erfolg verfolgt.  

Häufig mangelt es gerade auf lokaler Ebene, wo die Wärmewende maßgeblich vorangetrieben werden müsste, an Orientierung und einem abgestimmten Verhalten von Beteiligten. Neben der nationalen muss somit eine weitere Maßstabsebene einbezogen werden, wo die erforderlichen Entscheidungen getroffen und Koordinierungsaufgaben stattfinden. Nur kleinräumig lassen sich die übergeordneten Zielsetzungen in konkrete Transformationspläne übersetzen, die kohärente, ineinandergreifende Investitionsentscheidungen und ein zielgerichtetes, sektorenübergreifendes von Akteuren ermöglichen. jedoch in der Bundespolitik bislang wenig bis keine Beachtung. Diese Planungsebene zwischen den klima- und energiepolitischen Zielsetzungen und konkreten Maßnahmen auf Gebäudeebene findet in der Bundespolitik jedoch bislang wenig bis keine Beachtung. 

Anders als in Deutschland stellt sich die Situation beispielsweise in Dänemark dar. Seit 1979 sind Kommunen hier durch das Wärmeversorgungsgesetz zu einer sogenannten Wärmeplanung verpflichtet. Nach den Ölkrisen von 1973 und 1979 sollte hierdurch die stark von Erdölimporten abhängige dänische Wärmeversorgung durch die Planung und den Bau von Fernwärmenetzen nachhaltig umgebaut werden. Durch eine effizientere Nutzung von Brennstoffen in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erhoffte man sich einen Abbau der Importabhängigkeit und eine Stabilisierung der nationalen Wirtschaft. Der dänische Ansatz basiert dabei auf einer klaren Kompetenzaufteilung zwischen der nationalen Ebene, wo politische und technischen Rahmenbedingungen bereitgestellt werden und der kommunalen Ebene, wo die Gestaltungshoheit über die konkrete Ausgestaltung der lokalen Wärmesysteme liegt. Auch wenn es zu dieser Zeit noch weniger um die Nachhaltigkeitsaspekte ging, wurde Dänemark zum mit dieser Initiative europäischen Vorreiter der Wärmewende. Inzwischen werden 63 Prozent der Haushalte mit Fernwärme versorgt. Über 60 Prozent dieser Wärme stammt aus erneuerbaren Quellen.  

Landespolitische Vorreiter der kommunalen Wärmeplanung in Deutschland 

Während die wesentliche klimapolitische Gesetzgebungskompetenz im föderalen Deutschland auf Bundesebene liegt, sind erste Bundesländer innerhalb ihrer Vollzugszuständigkeit aktiv geworden und haben nach dänischem Vorbild die kommunale Wärmeplanung als zentrales Koordinierungsinstrument für die lokale Wärmewende eingeführt. 

Im Zuge der Novelle des Klimaschutzgesetzes Ende 2021 verpflichtete. das Land Baden-Württemberg als erstes Bundesland alle Gemeinden ab 20.000 Einwohnern zur Erstellung eines kommunalen Wärmeplans bis Dezember 2023. Mit Schleswig-Holstein, Hessen und Niedersachsen folgten bereits weitere Flächenländer und verankerten das strategisch-planerische Instrument als kommunale Pflichtaufgaben in den Landesgesetzgebungen. Ziel der kommunalen Wärmeplanung ist die Entwicklung gesellschaftlich und wirtschaftlich tragfähiger lokaler Transformationspfade zur nachhaltigen Wärmeversorgung und zur Lösung bisheriger Koordinations- und Interessensprobleme im Zuge der Wärmewende. 

Hierfür wurde die Wärmeplanung in den betreffenden Bundesländern als langfristiger Multiakteur-Prozess angelegt, der stufenweise in einer Abfolge aus Bestandsanalyse, Potenzialanalyse, Aufstellung eines Zielszenarios und Maßnahmenkonkretisierung erfolgt. Zunächst werden aktuelle Wärmebedarfe, daraus resultierende Emissionen und Informationen zu Gebäuden, Wärmequellen und Infrastrukturen erfasst. Anschließend werden Wärmepotenziale (Einsparmöglichkeiten durch Sanierung, Abwärmenutzung) untersucht, um hierauf aufbauend ein Zielszenario bzw. -szenarien zu entwickeln, die in eine übergreifende Strategie und konkrete Detailplanungen überführt werden können. 

Die Qualität und Aussagekraft eines kommunalen Wärmeplans hängt dabei maßgeblich und unmittelbar von der zur Verfügung stehenden Datengrundlage ab. Für eine fundierte Wärmeplanung müssen zahlreiche Daten beschafft und verarbeitet werden. Hierzu zählen nicht nur räumlich aufgelöste Gebäudeinformationen (z. B. Gebäudetypen, Baualtersklasse, Sanierungszustand, Geschosszahl, Wärmeerzeugungsanlagen), Bedarfe, Verbräuche und Emissionen sowie Informationen zur Versorgungsinfrastruktur. Sondern auch Daten zur Nutzung der Gebäude (z. B. Anzahl der Personen bzw. Haushalte, Gewerbeart), Daten zur Erfassung möglicher Wärmequellen (z. B. Solarthermische Potenziale, Abwärmepotenziale, Erdwärme aus tiefer Geothermie) und ggf. sogar Sozialdaten spielen eine entscheidende Rolle. Um eine substantiierte Wärmeplanung zu ermöglichen, wurden Kommunen in den Ländern mit Wärmeplanungspflicht Freiheiten für die Beschaffung, Erhebung, Zusammenführung, Auswertung und Verwendung der zur Planerstellung erforderlichen personenbezogenen Daten, sicherheitskritischen Informationen und Unternehmensgeheimnisse eingeräumt. 

Mangels bundeseinheitlicher Standards besteht durch das Vorpreschen einzelner Länder aktuell jedoch die Gefahr, dass unterschiedliche Regelungen getroffen werden und uneinheitliche Lösungen entstehen. Eine Standardisierung und Vergleichbarkeit sowie ein Ausschöpfen der damit verbundenen Synergiepotenziale wird hierdurch konterkariert.  

Aktuelle Beratungen für ein Bundesgesetz zur Kommunalen Wärmeplanung 

Die Bedeutung der Kommunalen Wärmeplanung und einheitlicher Vorgehensweisen wurde auf Bundesebene erkannt und im Koalitionsvertrag für die 20. Legislaturperiode eine flächendeckende Einführung der Kommunalen Wärmeplanung angekündigt. Zur Verhinderung eines methodischen Flickenteppichs, laufen hierauf aufbauend aktuell Vorbereitungen für ein Bundesgesetz auf Grundlage der bestehenden Landesgesetze. Auf Basis von Länder- und Stakeholder-Konsultationen wurden erste Eckpunkte für das Gesetz zur Wärmeplanung bekannt gegeben:  

So soll das Gesetz Länder zur Durchführung einer Wärmeplanung verpflichten und unter Berücksichtigung nationaler Ziele einen groben Orientierungsrahmen für die Durchführung vorgeben, den Planenden gleichzeitig aber möglichst große Gestaltungsspielräume einräumen. Es ist zu erwarten, dass die Aufgabe in den meisten Ländern auf die Kommunen übertragen wird. Zu den bislang bekannt gegebenen Bestandteilen des Bundesgesetzes zählen einheitliche Fristen für die Erstellung, inhaltliche Anforderungen sowie spezielle Datenerhebungsermächtigungen für personenbezogene Daten. 

Auch wenn diese Standardisierungsbestrebungen zu begrüßen sind, gibt es noch operative Lücken, wenn es um Fragen der Finanzierung von Mehraufwänden, der Verbindlichkeit von Wärmeplänen sowie dem Verhältnis zu bestehenden Rechtsordnungen, Verträgen und Zielsetzungen geht. Zumal für eine fundierte Wärmeplanung städtebauliche und energiewirtschaftliche Zusammenhänge eng abzustimmen sind, überrascht es zudem, dass die kommunale Energiebranche bislang nur im Rahmen von Datenbereitstellungspflichten berücksichtigt wird.  

Die Rollen von Kommunen und Stadtwerken  

Die Bereitstellung und der Betrieb leitungsgebundener Energieinfrastrukturen zählen seit jeher zu den Kernaufgaben der Stadtwerke. Im Prozess der Kommunalen Wärmeplanung können und müssen sie neben Kommunen daher eine zentrale Rolle einnehmen – Und das nicht nur als Datenlieferanten, sondern auch als Vorbilder, Akteure, Beratende sowie in koordinierender und steuernder Funktion. 

Gerade kleinere Kommunen werden perspektivisch mit der komplexen Kommunalen Wärmeplanung an ihre personellen und fachlichen Grenzen stoßen. Für die Erstellung sind sie daher meist zwingend auf externe Unterstützung angewiesen. Um die operativen Lücken zu schließen und zugleich ineffiziente Parallelplanungen zu verhindern, bietet sich daher eine enge partnerschaftliche Einbindung kommunaler Versorger mit ihren Interessen, Ressourcen und ihrem Wissen in den Prozess der Wärmeplanung an.  

Energieversorgungsunternehmen besitzen durch ihr traditionell breites Aufgabenportfolio und jahrelange Erfahrung im kommunalen Kontext spartenübergreifendes Spezialwissen, das sie gezielt einbringen können. Gemeinsam mit der Kommunalverwaltung verwalten sie zudem ohnehin einen Großteil der für die Wärmeplanung relevanten Daten und stehen zugleich als Betreiber von kritischen Infrastrukturen für Vertrauenswürdigkeit und Beständigkeit im Umgang mit sensiblen Daten. 

Umgekehrt birgt die Wärmeplanung auch für die lokale Energiewirtschaft zentrale Chancen, wenn es um Planungs- und Investitionssicherheit für den Aus- und Umbau lokaler Energie- und Wärmenetze geht. Das wirtschaftliche Risiko bei der erforderlichen Infrastrukturplanung, welches durch hohe Kapitalaufwendungen und lange Abschreibungszeiträume befördert wird, kann so minimiert werden. 

Aufgrund des zuletzt gestiegenen Bedarfs haben viele Stadtwerke, die große Wärmenetze betreiben, bereits aus eigener Motivation Wärmepläne erstellt, um im eigenen Verantwortungsbereich Maßnahmen zur Energieeffizienz und/oder zur Dekarbonisierung der Erzeugung umzusetzen. Hinsichtlich der aktuellen Energie- und Klimakrise werden weitere notwendigerweise folgen müssen. Über Kooperations- und Austauschplattformen wie Civitas Connect e. V. wird hierzu der Wissenstransfer zwischen Versorgungsunternehmen und Kommunen auch überregional befördert. Das Vorwissen aus anderen Kommunen kann so gezielt für lokale Strategien für die Wärmewende genutzt werden. 

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Fazit  

Die Kommunale Wärmeplanung bietet den Kommunen und der kommunalen Energiewirtschaft ein strategisch-planerisches Instrumentarium, um die Erfüllung nationaler Zielsetzungen mit lokalen Zugewinnen zu verbinden. So sorgt die Kommunale Wärmeplanung einerseits für Versorgungssicherheit, Dekarbonisierung, Klimaschutz und Importunabhängigkeit, bietet zusätzlich aber auch die Möglichkeit den lokalen Daseinsvorsorgeauftrag der Kommune zu unterstützen. Die im Zuge der Kommunale Wärmeplanung erarbeiteten integrierten und strategischen Flächen- und Infrastrukturplanungen tragen zu einer vorausschauenden Stadtentwicklungsplanung bei und erlauben es, soziale Aspekte wie Milieuschutz mit der sanierungsbezogenen Aufwertung von Wohnungen zu verbinden. Unabhängig von einer gesetzlichen Verpflichtung eröffnet eine systematische Wärmeplanung somit auch für kleinere Kommunen erhebliches Potenzial für Kosteneinsparungen und die effiziente Umsetzung von Klimaschutzzielen.  

Perspektivisch sollten bundeseinheitliche Regelung die Vergleichbarkeit kommunaler Wärmeplanungen sowie eine Übertragbarkeit von Instrumenten ermöglichen. Um eine effiziente und fundierte Wärmeplanung zu befördern, gilt es auf bundespolitischer Ebene jedoch noch zentrale operative Lücken im Hinblick auf die Finanzierung, von Mehraufwänden, die Verbindlichkeit von Wärmeplänen, dem Verhältnis zu bestehenden Rechtsordnungen, Verträgen und Zielsetzungen sowie das Zusammenwirken mit kommunalen Versorgungsunternehmen zu schließen. 

Veranstaltungsempfehlung

Beim kommenden CIVI/TALK geht es um das Thema „kommunale Wärmekonzepte“. Im Webinar wird ein Überblick zur aktuellen Lage der kommunalen Wärmeplanung (gesetzlicher Rahmen, Fördermöglichkeiten etc.) vorgestellt und durch Praxisbeispiele aus zwei Bundesländern ergänzt.

Die Online-Veranstaltung wird durch die Landesagentur NRW.Energy4Climate und Civitas Connect, unterstützt durch die EE Energy Engineers, durchgeführt.

Die Zielgruppe sind Mitarbeiter von Kommunen und Stadtwerken.

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Die kommunale Wärmewende – Fakten & Hintergründe  

Durch die Energie- und Klimakrise wächst der Bedarf an effektiven Konzepten und Maßnahmen zur Steigerung von Energieeffizienz und zur Dekarbonisierung der Strom- und Wärmeversorgung. Während im Stromsektor diesbezüglich bereits deutliche Fortschritte zu verzeichnen sind, stagniert der Wärmesektor auf niedrigem Niveau. Zumal mehr als ein Drittel des gesamten Energiebedarfs in Deutschland zur Deckung des Wärmebedarfs in Gebäuden entfällt, ist das Dekarbonisierungspotenzial hier besonders groß. Da Wärme jedoch nicht beliebig weit transportiert werden kann, sind für die Dekarbonisierung des Wärmebereichs neben energiepolitischen Anpassungserfordernissen lokale Strategien auf Ebene von Kommunen, Ortsteilen, Quartieren und Gebäuden wichtig. Für Kommunen entstehen hieraus neue Planungserfordernisse, um unausgeschöpfte Effizienz- und Einsparpotenziale sichtbar zu machen, realistische Szenarien zu entwickeln und lokal abgestimmte Maßnahmen abzuleiten.  

(Geo-)Politische Hintergründe 

Im Zuge der Änderung des Klimaschutzgesetzes vom 31. August 2021 hat die Bundesregierung die Klimaschutzvorgaben mit Blick auf die europäischen Klimaziele verschärft und das Ziel der Treibhausneutralität auf 2045 vorgezogen. Bis 2030 sollen die Emissionen bereits um 65 % gegenüber dem Jahr 1990 sinken. Die Dekarbonisierung des Strom- und Wärmesektors wird hierbei als elementarer Baustein zur Erreichung der Treibhausgasminderungsziele hervorgehoben. Dies ist wenig verwunderlich, wenn man bedenkt, dass energiebedingte Emissionen im Jahr 2020 etwa 83 % der deutschen Treibhausgas-Emissionen ausmachten. Anknüpfend an das Bundes-Klimaschutzgesetz wurden zahlreiche Beschlüsse und Reformpakete auf den Weg gebracht, welche die formulierten Ziele mit Maßnahmen konkretisieren. Insbesondere wird hierbei auf eine forcierte Nutzung von erneuerbaren Energien und eine Steigerung der Energieeffizienz durch sektorenspezifische Grenzwerte und Minderungsziele sowie verbindliche Vorgaben für den Ausstoß, Handel und Ausgleich von Emissionen abgezielt. 

Trotz ambitionierter Zielsetzungen wächst jedoch die Umsetzungslücke in der nationalen Energie- und Klimapolitik. Nach einem pandemiebedingten Abfall steigt der Energieverbrauch im Zuge einer wirtschaftlichen Teilerholung im Jahr 2021 gegenüber den Vorjahren wieder deutlich. Erstmals verzeichnete Deutschland zudem sogar einen Rückgang der erneuerbaren Energien im Strommix bei gleichzeitig deutlichem Anstieg der Treibhausgasemissionen. Zuletzt belastete der völkerrechtswidrige Angriff Russlands auf die Ukraine und der damit einhergehende Zusammenbruch von geopolitischen Handelsbeziehungen die ohnehin angespannte Lage auf den Energiemärkten erheblich. Große Preissprünge und Lieferengpässe auf dem Energiemarkt führten nicht nur zur Verunsicherung auf den Finanzmärkten und damit zu einer Verschlechterung des Investitionsklimas, sie machten auch auf schmerzliche Weise die immense Importabhängigkeit und Verwundbarkeit der europäischen Energieversorgung deutlich. Eine zeitnahe Abkehr von fossilen Energieträgern zur Verringerung der Abhängigkeit von Energieimporten wird somit auch als Faktor zur Erhöhung der Versorgungssicherheit wichtiger.   

Die Wärmewende als zentraler Baustein zur Erreichung der Klima- und Energieziele

Während die Energiewende bislang vorrangig eine „Stromwende“ war, hinken der Wärmesektor ebenso wie der Verkehrssektor weit hinterher. So heizt nach wie vor fast die Hälfte der deutschen Haushalte (49,5 %) mit fossilem Erdgas, ein weiteres Viertel (24,8 %) mit Heizöl. Bei den neu installierten Heizungen macht Erdgas sogar rund 70 % aus. Erneuerbare Energien machen in Wärmenetzen einen Anteil von knapp 18 % aus. Zum Vergleich: Der Anteil erneuerbarer Energien im Stromsektor lag zuletzt bei 41 Prozent (2020: > 45 %).   

Mit einem Anteil von über 50 % am gesamten Endenergieverbrauch und 40 % an den energiebedingten CO₂-Emissionen, stellt der Wärmesektor in Deutschland einen zentralen Schlüsselbereich zur Substitution fossiler Energieträger dar. In den privaten Haushalten werden sogar über 90 % der Endenergie für Wärmeanwendungen verbraucht, im Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen über 60 % und auch in der Industrie hat Prozesswärme mit über 60 % den größten Anteil am Endenergieverbrauch. Analog zur Energiewende muss daher dringend die Transformation der Wärmeversorgungssysteme in den Fokus gerückt werden. Entscheidend hierfür ist ein Umbau der Wärmeversorgung auf Basis von erneuerbaren Energien, Energieeinsparungen und Energieeffizienz. 

Übersicht Endenergieverbrauch erneuerbarer Energien

Angesichts stetig wachsender Energiebedarfe, steigender Emissionen, hoher Preisvolatilität steht der Wärmesektor vor einem größeren Transformationsdruck. Dies betrifft nicht nur die Erschließung regenerativer Energieträger, sondern auch Technologien und Infrastrukturen für die Bereitstellung. Mit der Abkehr von fossilen Brennstoffen und dem damit einhergehenden Ausbau volatiler erneuerbarer Energien gehen zahlreiche neue Planungs- und Investitionserfordernisse einher. Diese betreffen neben kostenintensiven Sanierungen im Gebäudebereich insbesondere auch infrastrukturelle Anpassung der Wärmenetze zur Gewährleistung einer stabilen und zugleich klimafreundlichen Wärmeversorgung.

Jüngste geopolitische Ereignisse werfen zudem energiepolitische Fragen der Versorgungssicherheit und -gerechtigkeit auf und zeigen, dass bei einer Transformation der Energieversorgung neben technischen Aspekten immer auch räumliche, zeitliche, wirtschaftliche, soziale sowie kulturelle Dimensionen des Umbaus mitzudenken sind.  

Die Einbindung dezentraler, regenerativer Erzeugungsanlagen, neuer Verbrauchsarten (z. B. E-Mobilität), Energiequellen und Technologien (Stichwort: Power-to-X) sowie der Ausbau von Sektorenkopplung sind nur einige von vielen neue Anforderungen an eine zukunftsorientierte Weiterentwicklung des lokalen Wärmenetzes, die eine umfassende Wärmewende zu einer komplexen und sektorenübergreifenden Aufgabe machen.

Nationale Umsetzung der Wärmewende hinkt hinterher 

Um den Umsetzungsstand der Energiewende im Wärmebereich zu beleuchten, ist neben der Betrachtung des Status Quo ein Abgleich mit Zielvorgaben des Bundesklimaschutzgesetzes (KSG) belangreich, welches nationale Klimaschutzziele und maximale Treibhausgasemissionsmengen für die einzelnen Sektoren festlegt. Auffällig ist, dass der Wärmesektor trotz seines hohen Anteils an Endenergieverbrauch und energiebedingten CO₂-Emissionen nicht als eigener Sektor mit eigenen Zielkorridoren aufgeführt wird, sondern lediglich als Schnittmenge insbesondere der Sektoren Energiewirtschaft, Industrie und Gebäude auftaucht. Minderungsziele für den Wärmebereich finden sich entsprechen in verschiedenen Gesetzen auf, u. a.: 

  • im Gebäudeenergiegesetz (GEG), das Ende 2020 die Energieeinsparverordnung (EnEV) ablöste, 
  • im Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG), das im Januar 2009 in Kraft trat
  • im Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) mit der CO₂-Bepreisung fossiler Energieträger 

Wie aktuelle Daten verdeutlichen, wird den klima- und energiepolitischen Zielsetzungen im Wärmesektor bislang zudem mit mäßigem Erfolg nachgegangen. Das im Energiekonzept 2010 vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) formulierte Ziel, den Wärmebedarf in Gebäuden bis 2020 um 20 % gegenüber 2008 zu reduzieren, wurde nach einem Anstieg 2019 mit einem Minus von 10,9 % nur knapp zur Hälfte erreicht.  

Auch die Entwicklung der erneuerbaren Energien im Wärmesektor zeigte sich in den vergangenen Jahren noch wenig dynamisch, wie bspw. Daten zeigen, die die Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) seit 2004 regelmäßig erfasst. Zwar stieg der Anteil erneuerbarer Energien für Wärme und Kälte im Jahr 2021 um 1,2 Prozentpunkte auf 16,5 %, jedoch wird die erneuerbare Wärmeversorgung stark von verschiedenen Formen der Biomasse dominiert. Von diesen macht die feste Biomasse – sprich Holz – und damit ein potenziell begrenzter, bedingt nachhaltiger Rohstoff den weitaus größten Anteil aus. Hierbei zeigen sich auch langfristige Pfadabhängigkeiten, die sich aufgrund jahrzehntelanger Anreize bildeten.  

Lokale Umsetzung der Wärmewende 

Bei der Suche nach Ursachen für eine mangelnde Zielerreichung fällt der Blick schnell auf die lokale Ebene, wo es bspw. gilt, die energetische Sanierung im Gebäudebestand voranzutreiben, dezentrale Energiequellen einzubinden, Abwärme-Potenziale zu erschließen und Wärme-Verteilnetze zu entwickeln.  

Im Vergleich zum Strommarkt ist die Wärmeversorgung jedoch wesentlich kleinteiliger und von heterogenen Akteuren und Infrastrukturen geprägt. Hinzu kommt, dass die Energiewende im Wärmebereich hierbei bislang überwiegend unter der Zielsetzung eines klimaneutralen Gebäudebestands durch energetische Sanierung diskutiert wird. Mit Sanierungsquoten, EE-Vorgaben für Heizungsanlagen oder Anreizprogramme für Renovierungsmaßnahmen werden fast ausschließlich öffentliche und private Eigentümerinnen und Eigentümer von Gebäuden als zentrale Akteure der Wärmewende adressiert. Neben vielen Millionen Gebäudeeigentümer:innen gibt es jedoch unzählige Möglichkeiten den Wärmebedarf zu decken – vom Ölkessel im Keller über Gasheizungen bis hin zur Wärmepumpe oder Solarthermieanlage. Nicht selten verlaufen die für die Wärmewende notwendigen Planungs- und Investitionsmaßnahmen vor Ort daher unkoordiniert und unabgestimmt. Gerade in Ballungsräumen, die naturgemäß von starken Interdependenzen geprägt sind, kommt es so zu ineffizienten Lösungen und unausgeschöpften Synergiepotenzialen. Ohne eine übergeordnete Koordinierung sind die bundespolitischen Zielsetzungen in Anbetracht der Komplexität lokaler Wärmesysteme somit kaum erreichbar. 

Die Ebene zwischen den zu erreichenden klima- und energiepolitischen Zielsetzungen und konkreten Maßnahmen – die Planungsebene – wo überordnete Vorgaben in lokalspezifische Zielpfade übertragen und kohärente, strategische Entscheidungen über die zur Verfügung stehenden Handlungsoptionen getroffen werden, findet jedoch in der Bundespolitik bislang wenig bis keine Beachtung.  

Im Sinne der kommunalen Selbstverwaltung sollte es hierbei den Kommunen obliegen, die Maßnahmen im Gemeindegebiet gemeinsam mit zentralen Akteuren im Gemeindegebiet zu koordinieren, bspw. mit rechtsverbindlichen Festsetzungen in Kommunalverfassungen, Gemeindeordnungen oder Bebauungsplänen. Bestenfalls geschieht dies auf Grundlage ausgereifter, sektorübergreifender Konzepte, die die jeweilige Situation vor Ort bestmöglich berücksichtigen und Planungs- und Investitionssicherheit für alle Akteure schaffen. 

Fazit  

Mit einem Anteil von über 50 % am gesamten Endenergieverbrauch und 40 % an den energiebedingten CO₂-Emissionen, stellt der Wärmesektor in Deutschland einen zentralen Schlüsselbereich zur Substitution fossiler Energieträger dar. Jedoch wird den klima- und energiepolitischen Zielsetzungen im Wärmesektor bislang nur mit mäßigem Erfolg nachgegangen.  

Bei der Suche nach Gegenstrategien wird schnell klar, dass der Weg zu einer nachhaltigen, bundesweiten Wärmewende nicht über pauschale Lösungen verläuft, sondern unweigerlich lokale Konzepte erforderlich sind, die örtliche Gegebenheiten und Akteure berücksichtigen und eine strategische Abstimmung zischen Einzelmaßnahmen ermöglichen. Aufgrund der heterogenen räumlichen, wirtschaftlichen und sozialen Rahmenbedingungen, mit denen jeder Haushalt und jede Kommune arbeiten muss und der föderalen Strukturen in Deutschland wird eine zentrale Steuerung durch den Bund wie im Stromsektor kaum möglich sein. Somit obliegt es den Kommunen, den Transformationsprozess vor Ort koordiniert zu gestalten und eine langfristige Planbarkeit zu schaffen.  

Analogiebetrachtung Gasumstellung Wasserstoff und die L-/H-Gas-Umstellung

Die Dekarbonisierung des Gas- und Wärmesektors bis 2045 ist eine der größten Herausforderungen für die Energiewirtschaft in Deutschland. Zur Erreichung der nationalen Klimaziele peilt der Gesetzgeber an, dass ab 2045 ausschließlich grüne Gase durch die deutschen Netze fließen sollen. Als neuer Gamechanger steht hier der Energieträger Wasserstoff besonders im Fokus der Öffentlichkeit. Dieser soll Erdgas zukünftig ersetzen.

Der Wechsel von Erdgas auf Wasserstoff ist jedoch kein Schalter, der einfach über Nacht umgelegt werden kann. Vielmehr sind die Gasnetzbetreiber gefragt, ihre Netze wasserstofftauglich zu machen. Zwar ist schon heute eine Wasserstoff-Beimischung von bis zu 10 Vol.-% technisch möglich und soll demnächst auf 20 Vol-% angehoben werden, jedoch sind die Netze aktuell nicht in der Lage reinen Wasserstoff zu transportieren, da sich die physikalischen Eigenschaften und Verhaltensweisen dessen im Vergleich zum konventionellen Erdgas unterscheiden. Was es für eine flächendeckende Wasserstoffinfrastruktur bedarf, ist u. a. eine Marktraumumstellung von Erdgas auf Wasserstoff.

Eine Marktraumumstellung wird auch heute noch in Form der Umstellung von L(ow)-Gasnetzen auf H(igh)-Gasnetzen durchgeführt. Die Umstellung läuft noch bis 2029 in Deutschland (Schwerpunkt Westdeutschland). Hintergrund ist die sinkende Verfügbarkeit von L-Gas, vor allem durch die Förderreduktion der Niederlande. In diesem Zusammenhang bedeutet die Marktraumstellung einen Wechsel von L- auf H-Gas innerhalb der gleichen Gasfamilie, wobei das H-Gas einen höheren Methananteil und somit höheren Energiegehalt gegenüber dem L-Gas aufweist. Durch die Änderung der Gasbeschaffenheit ist im Rahmen der Marktraumumstellung eine Anpassung der Gasgeräte innerhalb des umzustellenden Verteilnetzes erforderlich.

Da direkt im Anschluss die nächste Marktraumumstellung mit dem Energieträger Wasserstoff ansteht, haben sich die Fernleitungsnetzbetreiber in Deutschland bereits erste Gedanken dazu gemacht, welche Analogien aus der aktuellen Marktraumumstellung für die Marktraumumstellung auf Wasserstoff gezogen werden können und welches Wissen aus vergangenen Projekten übertragbar ist. Das Ganze ist neben weiteren Wasserstoffthemen detailliert im Wasserstoffbericht vom 10. September 2022 aufgeführt. In unserem Blogbeitrag werfen wir einen Blick auf die Schlüsse, die Fernleitungsnetzbetreiber zu diesem Thema gezogen haben.

Grundsätzliche Bedeutung beim Wechsel der Gasfamilie

Bei einem Wechsel von dem Energieträger Erdgas auf den Energieträger Wasserstoff würde es zu einem Wechsel der Gasfamilie kommen, wodurch eine neue Marktraumumstellung für ganz Deutschland erforderlich wäre, wenn reiner Wasserstoff durch das Erdgasnetz transportiert werden soll.

Dies bedingt eine gute Abstimmung zwischen den Netzbetreibern und Anschlussnehmern bei der Umstellung zu einem vereinbarten Stichtag, so dass die bewährten Schritte zur Durchführung einer Marktraumumstellung nach G680 vermutlich übernommen werden können: Ankündigung, Erhebung, Umstellung und Qualitätssicherung. Grundvoraussetzung ist, dass alle Geräte nach Umstellung auf den Energieträger Wasserstoff auch wasserstofftauglich sind. Dies bedeutet, dass bereits im Vorhinein eine Analyse erfolgt sein muss, welche Geräte umzurüsten sind. Bei der L-/H-Gasumstellung war dies recht einfach, da bei 95 % aller Geräte kein Austausch erforderlich war.

Der Anteil dürfte bei Wasserstoff jedoch deutlich darüber liegen, da sich die chemische Zusammensetzung von Wasserstoff deutlich von Erdgas unterscheidet. Dazu zählt zum einen der deutlich geringere Energiegehalt, aber auch andere Verbrennungseigenschaften. „Bei der Bewertung dieses Aspektes muss jedoch auch der Aufwand möglicher Alternativen, z. B. ein Wechsel des Energieträgers, einschließlich des Installationsaufwands und der Kosten für eine Umstellung auf eine andere Heiztechnik berücksichtigt werden.“ [FNB-Wasserstoffbericht].

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Maßgeblich für die Zeitdauer der Umstellung dürfte sein, wie hoch der Aufwand der technischen Anpassung ist und wie viel qualifiziertes Personal zur Verfügung steht. Außerdem ist zu berücksichtigen, dass weniger Geräte als bei einer L-/ H-Gas-Umstellung pro Schaltung umgestellt werden können, da die Umschaltung schneller erfolgen muss. In vergangenen Projekten konnten noch 10.000 Geräte pro Schaltung erreicht werden. Die Anzahl dürfte bei Wasserstoff darunter liegen und auch der Zeitbedarf dürfte somit wesentlich größer sein, da eine Marktraumumstellung auch jetzt schon mehrere Monate benötigt. Zudem dürfte die Anzahl der Umstellungszonen merklich steigen.

Auch ist damit zu rechnen, dass Umstellungsfahrpläne zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern (FNBs) und Verteilnetzbetreibern (VNBs) eine deutlich längere Vorlaufzeit benötigen, wenn der VNB einen Bedarf anmeldet. Aktuell liegt in der Kooperationsvereinbarung Gas die Vorlauffrist bei 2 Jahren und 8 Monaten. Die größte Effizienz kann dann gehoben werden, wenn mehrere VNBs entlang einer Versorgungsstrecke des FNB gemeinsam einen Bedarf anmelden und sich die VNBs in Arbeitsgruppen organisieren können. Das Vorgehen wurde auch bei der L-/H-Gas-Umstellung angewandt. Im Ausnahmefall kann der FNB durch ein Veranlassungsrecht den VNB auch dazu zwingen, auf Wasserstoff umzustellen (§ 19a EnWG).

Exkurs: Rechtslage

Ohne allzu tief in die gesetzliche Regelung in die Marktraumumstellung einsteigen zu wollen, sind für den Umgang mit der aktuellen Marktraumumstellung ein Gesetz und eine technische Richtlinie des DVGW relevant, die auch für die Marktraumumstellung Wasserstoff (mit ein paar Anpassungen) genutzt werden kann. Die gesetzliche Grundlage für die aktuelle Marktraumumstellung ist in § 19a EnWG geregelt. Hier sind die gesetzlichen Anforderungen und Umsetzungsfristen für die Umstellung zu finden.  Spezifische Hilfestellung vom DVGW ist in G680 Erhebung, Umstellung und Anpassung von Gasgeräten zu finden. 

Schritte der H2-Marktraumumstellung

Der höhere Aufwand in Kombination mit der mangelnden Verfügbarkeit von qualifiziertem Personal bedingt eine deutlich höhere Vorlaufzeit für das umzustellende Marktgebiet. Im Rahmen der L-/H-Gas-Umstellung erfolgt die Ankündigung (Schritt 1: G680) gemäß § 19a EnWG zwei Jahre vorher. Die längeren Ankündigungsfristen können sich hingegen wieder auf die Netzplanungsprozesse auswirken, welche auch zwischen dem FNB und VNB abzustimmen sind, um eine spätere Marktraumumstellung zu ermöglichen.

Zur Umsetzung der Marktraumumstellungen empfehlen die FNBs im Wasserstoffbericht vier durchzuführende Schritte, die erforderlich sind:

  1. Erhebung der häuslichen, gewerblichen und industriellen Gasgeräte plus Prüfung der Wasserstofftauglichkeit
  2. Trennung vom Netz und Umstellung der Endgeräte auf den neuen Energieträger
  3. Wiederinbetriebnahme von Netz und Endgeräten mit dem neuen Energieträger
  4. stichprobenartige und unabhängige Qualitätssicherung

Die vier Schritte gelten allerdings nur für den Betrieb von reinen Wasserstoffnetzen und nicht für Erdgasnetze, welchen Wasserstoff nach den Richtlinien des DVGW beigemischt wird. Hier gilt aktuell ein Schwellwert von maximal 10 Vol-% (demnächst 20 Vol-%) Wasserstoff zu Methan im Erdgasnetz. In diesem Fall ist keine Anpassung der Geräte erforderlich, wobei eine stichprobenartige Überprüfung anzuraten wäre.

Grundsätzlich können für die Durchführung der Marktraumumstellung die Strukturen aus vergangenen Projekten übernommen werden. Hierzu gehören u. a.:

  • Der Aufbau einer Projektstruktur und -organisation (Projektphasen, Teilprojekte)
  • Entwicklung eines Kommunikationskonzepts
  • Abstimmung mit vorgelagerten Netzbetreibern
  • Ermittlung von Umstellbezirken
  • Auswahl von Dienstleistern

Bereiche der H2-Marktraumumstellung

Bei der Umsetzung der Marktraumumstellung Wasserstoff ist nach Ansicht der FNBs zwischen zwei verschiedenen Ebenen zu differenzieren: der Umstellung der Gasnetze und der Umstellung der Gasinstallation.

Umstellung des Gasnetzes

Die Umstellung der Erdgasnetze auf Wasserstoff müsste vor allem durch einen gemeinsamen Gasnetztransformationsplan erfolgen, der sowohl die Entwicklung des Energieträgers Erdgas als auch Wasserstoff berücksichtigt, wodurch die Reihenfolge der Gebiete zur Marktraumumstellung Wasserstoff planbar wären, wie es auch für L- auf H-Gas der Fall war. 

Punkte, die u. a. bei der Umstellung des Erdgasnetzes zu berücksichtigen sind, wären z. B. die Auswirkungen auf die verbauten Materialien, Werkstoffe, Funktionalitäten von Bauteilen, die Kapazitäten und Leistungsfähigkeit sowie strömungsmechanische Aspekte.

Die Initiative H2vorOrt entwickelt dazu derzeit einen Standardleitfaden, wie ein koordinierter und standardisierter Planungsprozess erfolgen kann. Das Ergebnis soll ein einheitlicher Transformationspfad für alle Gasnetzbetreiber hin zum Energieträger Wasserstoff sein. Dabei soll der Planungsprozess nicht nur eine sofortige Umstellung von Erdgas auf reinen Wasserstoff beinhalten, sondern auch Wege zur stetigen höheren Beimischung von Wasserstoff. Eine erste Grundlage soll bis spätestens 2025 stehen. Ausführliche Informationen hierzu wurden im DVGW Rundschreiben DVGW G 02/2022 versendet. Den Transformationspfad hin zu grünen Gasnetzen stellen die FNBs in der folgenden Grafik beispielhaft dar:

Schematische prozessuale Darstellung der Gasumstellung Wasserstoff

Vor der Umstellung des Gasnetzes hat jedoch jeder Gasnetzbetreiber für sich eine Einspeiseanalyse, Kapazitätsanalyse, Kundenanalyse und technische Analyse durchzuführen. Auf Basis der Analysen muss jeder Netzbetreiber für sich entscheiden, wo Übergabepunkte zu vor- und nachgelagerten Netzen und wo dezentrale Einspeisepunkte erforderlich sind sowie welche Kunden primär angeschlossen werden unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit.

Umstellung der Gasinstallationen (Gasgeräte und -anwendungen)

Für die Umsetzung einer erfolgreichen Marktraumumstellung Wasserstoff bedarf es nicht nur einer Anpassung der Netze, sondern auch der Gasinstallationen. Hierzu gehören u. a. die Gasgeräte und Betrachtung der Gasanwendungen.

Hierfür ist der Aufbau einer Datenbank von Geräteherstellern hinsichtlich der Wasserstofftauglichkeit sowie geeignete Materialien beinhaltet. Der DVGW ist hierbei federführend tätig.

Zu berücksichtigen sind die neuen Anforderungen für Heizungsanlagen ab 2024, wonach der EE-Anteil von neuen Heizungsanlagen bei mind. 65 % liegen muss. Hierbei können auch grüne Gase angerechnet werden. Die Gasinstallation ist jedoch darin zu ertüchtigen sowohl mit Gasgemischen als auch 100 % prozentigen grünen Gasen wie Wasserstoff umgehen zu können. Dies umfasst nicht nur das Gasgerät, sondern auch weitere Komponenten wie die eingesetzten Gaszähler oder Gasströmungswächter.

Umwidmung der Leitung

Damit aus einer Erdgasleitung eine Wasserstoffleitung wird, ist diese durch die BNetzA in Form eines Genehmigungsverfahrens umzuwidmen (§ 28p EnWG). Hierbei prüft die BNetzA die Bedarfsgerechtigkeit. Grundlage könnten hierfür die Netzentwicklungspläne sein. Um den Zeitbedarf bis zur Umstellung zu reduzieren, bietet es sich an, möglichst parallel zum Abstimmungsprozess zwischen dem FNB und VNB die Bestätigung der BNetzA einzuholen, da dies die Marktraumumstellung in die Länge treibt.

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Digitale Ablesung von Wärmemengenzähler – Grundlagen und Mehrwerte

Die EED-Richtlinie und FFVAV als Treiber

Das Thema digitale Ablesung von Zählern ist in der Energiewirtschaft längst kein neues Thema mehr. Mit dem MsbG wurde bereits 2016 ein Rollout von modernen Messsystemen und intelligenten Messsystemen bis 2032 beschlossen. In diesem Jahr steht das Messwesen der Fernwärmeversorgung mit der digitalen Ablesung von Wärmemengenzählern vor einer neuen Herausforderung, wie es bereits im Sektor Strom der Fall ist. Dabei beruht der nun anstehende Rollout zur digitalen Ablesung von Wärmemengenzählern auf der EED-Richtlinie der europäischen Union, die nun mit der FFVAV in nationales Gesetz umgesetzt werden soll. Demnach soll nach dem aktuellen Entwurf der FFVAV bis zum 31.12.2026 jeder Wärmemengenzähler in Deutschland aus der Ferne abgelesen werden können. Dabei bietet es sich an die Werte primär zur Abrechnung oder zur Informationspflicht zu nutzen. Hier ist ab 2022 für FVU eine jährliche Abrechnung und eine monatliche Verbrauchsinformation gegenüber ihren Kunden Pflicht.

Aus Sicht des EVU bzw. FVU wieder ein Gesetz, das es in kurzer Zeit umzusetzen gilt. Mit der Novelle des EnWG, der Anpassung der Strom- und GasGVV, der Umgang mit Post-EEG-Anlagen oder der Umsetzung des Themas Redispatch 2.0 wird es wahrlich nicht langweilig bei der Umsetzung der neuen gesetzlichen Vorschriften in der Energiewirtschaft.

Dabei bieten sich die neuen Vorschriften der FFVAV zur digitalen Ablesung von Wärmemengenzählern an, näher betrachtet und beleuchtet zu werden. Aus diesem Grund wollen wir in diesem Blogbeitrag einen genaueren Blick auf die möglichen Mehrwerte und Einsatzpotenziale der durch Wärmemengenzähler gewonnenen Daten werfen.

Digitale Ablesung von Wärmemengenzählern – Auswahl der Datengrundlage

Die Datengrundlage ist ein entscheidender Faktor, wenn es darum geht, welche Mehrwerte sich mit digital ablesbaren Wärmemengenzählern gewinnen lassen. Allein aus Sicht der regulatorischen Anforderungen ist dies relativ einfach, da ein monatlicher Ablesewert zur Erfüllung der Abrechnungs- bzw. Informationspflicht genügt. Es bietet sich jedoch an, die Daten in einer höheren Granularität zu übermitteln. Grob kann die Übermittlungsrate in den Kategorien jährlich, monatlich, täglich, stündlich, zeitnah in Form weniger Minuten oder in Echtzeit, in wenigen Sekunden liegen.

Hierbei bietet es sich an, die Daten aus der digitalen Ablesung von Wärmemengenzählern z. B. zur Ermittlung von fehlerhaften oder falsch angepassten Stationen zu nutzen. Auch ist eine Überwachung der Temperaturwerte im Fernwärmenetz möglich, um Verletzungen der Vor- und Rücklauftemperaturen zu erkennen. Dies ist zwar prinzipiell auch mit monatlichen Werten möglich, welche die FFVAV maximal fordert, es ist jedoch schwieriger, auf Grundlage der geringeren Datenbasis abzuschätzen, ob es sich um eine einmalige Anomalie oder einen häufiger auftretenden Fehler handelt. Ebenso kann auf Basis der Erzeugungs- und der realen Verbrauchsdaten eine Ableitung der Höhe der Wärmeverluste getroffen werden.

Die Festlegung der Granularität der Daten hat zudem starke Auswirkungen auf die Auswahl der Technologie. Ist eine Übertragung in Echtzeit auf Sekundenebene gewünscht, scheidet der Einsatz von LPWAN-Technologien wie z. B. LoRaWAN aus, da damit ein Verstoß gegen den Duty-Cycle vorliegen würde. Eine Übertragung ab einem Intervall von 15 Minuten des Zählerstandgangs, der Vor- und Rücklauftemperaturen sowie des Betriebsdrucks stellt hingegen kein Problem dar.

Werden Schaltmaßnahmen auf Basis der übertragenen Daten im Fernwärmenetz z. B. bei einem Großverbraucher durchgeführt, ist die digitale Ablesung von Wärmemengenzählern ggf. als kritischer Prozess einzustufen. Hier sind robustere Techniken, wie das Mobilfunknetz, 450LTE oder eine kabelgebundene Anbindung an das evtl. eigene Glasfasernetz besser geeignet.

Mehrwerte und Datengranularität von digitaler Ablesung von Wärmemengenzählern

Digitale Ablesung von Wärmemengenzählern – Wahl der Übertragungstechnik

Die Auswahl der geeigneten Technologie für die Anbindung mit Mobilfunk, 450LTE, LoRaWAN, NB-IoT, ggf. ergänzt um Konzentratoren, ist vom jeweiligen Netz abhängig. Grundsätzlich stellt sich für das FVU die Frage, in welchen Technologien es bereits über Erfahrungen und ggf. schon Infrastruktur verfügt. Favorisiert das FVU den Einsatz einer eigenen Konnektivitätslösung, die es selbst verwalten kann, ist der Aufbau eines eigenen LoRaWAN- oder 450 MHz-Netzes möglich. Bei Letzterem sind die Lizenzgebühren mit der 450connect zu klären. Stehen jedoch nicht genug geeignete Standorte zur Errichtung des Netzes zur Verfügung, kann es sich anbieten, die Wärmemengenzähler mit einer bestehenden Kommunikationslösung zu vernetzen. Im Fokus stehen hier aktuell zum einen das Mobilfunknetz und zum anderen das LPWAN-Netz der deutschen Telekom NB-IoT, das ähnliche Eigenschaften wie das LoRaWAN aufweist.

Befinden sich die eigene Erzeugungsanlage und die Standorte der Messstellen in größerer Zahl in unmittelbarer Nähe, so kann sich der Einsatz von Konzentratoren anbieten. Dabei wird ein Konzentrator an einem möglichst hohen Punkt auf dem Werksgelände, wie z. B. einem Schornstein, befestigt. Dieser sammelt dann die Daten in einem Radius von einigen 100 Metern ein. Solche Systeme sind jedoch meist kostenintensiver und lohnen sich erst ab einem gewissen Schwellenwert.

Die Einsatzmöglichkeiten von Übertragungstechnologien sind für Wärmemengenzähler mittlerweile so vielfältig, dass jedes FVU vor der Entscheidung stehen wird, den eigenen Technologiemix zu finden. 

Digitale Ablesung von Wärmemengenzählern – Mehrwerte und Einsatzpotenziale

Wie bereits im zweiten Kapitel angedeutet, lassen sich die Wärmemengenzähler neben der klassischen Abrechnung auch für weitere Einsatzzwecke nutzen.

An dieser Stelle sei die Annahme getroffen, dass das FVU entscheidet, dass eine Übermittlung in 15-Minuten-Intervallen ausreichend ist, da durch die thermische Trägheit eine Überwachung auf Sekundenebene nicht erforderlich ist.

Einen groben Überblick über die Verwendungsmöglichkeiten der Daten zeigt die folgende Abbildung. Dabei können die Daten der Wärmemengenzähler zur Kapazitätserweiterung und Analyse der Auswirkungen des Anschlusses weiterer Kunden bestimmt werden. Ebenso können die Daten in die bestehende Wärmemengenprognose integriert werden, um die Prognosegenauigkeit zu erhöhen und damit perspektivisch Brennstoff einzusparen. Gleichzeitig bietet das flächendeckende Netz von Wärmemengenzählern einen Überblick über den Betriebszustand des Fernwärmenetzes. Dabei können Schwellen- oder Grenzwerte überwacht und Mitarbeiter über entsprechende Störungen informiert werden. Ebenso kann die Anschlussleistung des Kunden überwacht und bezüglich potenzieller Vertragsverletzungen analysiert werden.

Mehrwerte digitale Ablesung Wärmemengenzähler

Fazit

Die Daten aus digital ablesbaren Wärmemengenzählern bieten insgesamt ein breiteres Anwendungsspektrum als zuerst vielleicht angenommen. Statt den Fokus nur auf die Abrechnung zu legen, lassen sich mit den Daten viele zusätzliche Mehrwerte generieren, sofern die Daten in einer höheren Granularität übermittelt werden. Hier muss sich das FVU entscheiden, in welcher Granularität die Daten benötigt werden und die dementsprechend passende Übertragungstechnologie auswählen. Sind bestimmte Messpunkte für die Steuerung des Betriebs von besonderer Relevanz, ist dies bei der Auswahl der Übertragungstechnologie auch zu berücksichtigen.

Getrieben durch die EED-Richtlinie und die FFVAV beschäftigen sich immer mehr EVUs und FVUs mit der Digitalisierung von Wärmemengenzählern. Hier sollte der Fokus jedoch nicht nur auf die Pflicht zur Ablesung gelegt, sondern auch die Möglichkeit weiterer Optimierungspotentiale, wie z. B. das Monitoring oder die Optimierung von Prognose und Steuerungsprozessen, mitberücksichtigt werden.Durch die Auswahl der geeigneten Mess- und Übertragungstechnik zur Einhaltung der gesetzlichen Vorschriften direkt zu Beginn des Projekts, kann dann im Anschluss die Kür mit der Optimierung des Netzes begonnen werden. Eine Minimierung zusätzlicher Investitionen ist so möglich.

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Grüne Fernwärmenetze – Die Herausforderung der Transformation der Wärmenetze

Grüne Fernwärmenetze: Klimaziele 2045

Die Dekarbonisierung unserer Gesellschaft zur Erreichung der Klimaziele stellt eine der zentralen Herausforderungen unserer Gesellschaft da. Nach dem neuen Klimaschutzgesetz bedeutet dies die Erreichung der Treibhausgasneutralität für Deutschland bis zum Jahr 2045. Eine gewaltige Herausforderung, wenn man einen Blick auf den aktuellen deutschen Primärenergiebedarf wirft, der gerade einmal zu ca. 20 % mit Erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Um in den nächsten gut 20 Jahren die Umstellung von 20 auf 100 % zu erreichen, ist eine grundlegende Transformation aller Energiesektoren erforderlich. Hierbei liegt der Fokus der öffentlichen Wahrnehmung meist nur auf der Sparte Strom, die bereits mit über 50 % einen hohen EE-Anteil aufweist.

Ein Großteil des Energiebedarfs in Deutschland entsteht jedoch in den Sektoren Verkehr und Wärme. Neben dezentralen Heizungssystemen wurden in den letzten Jahrzehnten in Deutschland eine Vielzahl von Fernwärmenetzen errichtet, die eine Vielzahl von Verbrauchern über eine oder mehrere zentrale Wärmeerzeugungsanlagen mit Energie versorgen. Dabei erfolgt die Energieerzeugung meist konventionell. Zur Erreichung der Klimaziele ist jedoch auch im Bereich der Fernwärme eine Transformation hin zu grünen Fernwärmenetzen erforderlich.

Zur Erreichung von grünen Fernwärmenetzen stehen die Betreiber der Netze vor unterschiedlichen Herausforderungen und sind mit unterschiedlichen, lokalen Klimazielen über unterschiedliche Zeitachsen bis zum Jahr 2045 konfrontiert. Die Festlegung zur Erreichung der grünen Fernwärme erfolgt meist über einen Mehrebenenansatz. Zum einen über die Festlegung auf Bundesebene, dass der Enegiesektor bis 2045 keine Emissionen mehr ausstoßen darf, sowie auf lokaler Ebene, wo bereits schärfere Klimaziele gelten können.

Im Rahmen dieses Blogbeitrags wollen wir uns einmal näher anschauen, welchen strategischen und operativen Herausforderungen ein Fernwärmenetzbetreiber zur Erreichung des grünen Fernwärmenetzes gegenübersteht und welche ersten Projekte in der Kundenwelt der items GmbH umgesetzt werden.

Grüne Fernwärmenetze: strategische Herausforderungen

Auf strategischer Ebene stehen die Fernwärmenetzbetreiber vor mindestens drei verschiedenen Herausforderungen, die es zur Umsetzung eines grünen Fernwärmenetzes zu erreichen gilt. Wichtigster Baustein ist die Umstellung der meist noch konventionellen Erzeugung auf Erneuerbare Energien. Dies ist zum einen notwendig, um die Klimaziele auf bundes- oder lokaler Ebene zu erreichen, aber auch den stetigen Energiepreisanstieg für den Kunden zu begrenzen. Denn durch die Einführung eines steigenden CO2-Preises für den Sektor Wärme mit der Einführung des BEHG im Jahr 2021 ist für jede emittierte Tonne CO2 ein Aufschlag auf den Energiepreis zu erheben. Steigende CO2-Zertifikatspreise, verbunden mit einer konventionellen Wärmeerzeugung führen demnach zu jährlich steigenden Preisen. Die Umstellung auf Erneuerbare Energien ist somit ein Muss, auch um die steigenden Kosten der Letztverbraucher zu begrenzen.

Eine der meistgestellten Fragen auf den Weg zu grünen Fernwärmenetzen ist jedoch, wie die Umstellung auf Erneuerbare Energien erfolgen soll. Als Erzeugungstechnologien stehen den Fernwärmenetzbetreibern meist Solarthermie-, Biogasanlagen und Wärmepumpen in Form von Geothermieanlagen zur Verfügung. Für größere Solarthermieanlagen, die ein konventionelles Kraftwerk ersetzen müssen, fehlen jedoch meist die Flächen. Ähnliches gilt für Biogasanlage, die über ausreichend Anbauflächen für die Bereitstellung des Substrats verfügen müssen. Da sich Fernwärmenetze aber meist im städtischen Raum befinden, ist eine ausreichende Fläche Mangelware. Tiefen-Geothermie ist hingegen sehr kapitalintensiv und Bedarf langer Vorstudien, um geeignete Punkte zur Erzeugung der Wärme zu finden.

Eine Alternative könnte auch die Nutzung von Abwärme aus dem Industriebereich darstellen, die jedoch nicht in allen Netzgebieten ausreichend vorhanden ist. Somit stehen viele Fernwärmenetzbetreiber vor der Herausforderung, über wenige bis keine Optionen zur Umstellung auf Erneuerbare Energien zu verfügen. Somit steht das Thema der Energieeffizienz im Vordergrund, um durch geringeren Wärmebedarf eine geringere Erzeugungsleistung zu erzielen. Hierfür ist es wichtig, das Fernwärmenetz transparent zu machen und den operativen Betrieb zu optimieren.

Herausforderungen für Fernwärmenetzbetreiber

Grüne Fernwärmenetze: operative Herausforderungen

Das Grundproblem der Fernwärme stellt die in der Praxis oft noch fehlende Informationsbasis dar. Das Fernwärmenetz wird meist als Blackbox betrieben. Informationen gibt es häufig nur an den Erzeugungspunkten und an einzelnen ausgewählten Messpunkten im Netz. Ein Monitoring aller Wärmeübergabestationen und Werte der Vor- und Rücklauftemperaturen findet nicht statt. Aus diesem Grund steuern Fernwärmenetzbetreiber ihre Netze meist blind und oft mit zu hohen Vorlauftemperaturen (auch um die Bildung von Legionellen im Netz zu verhindern), wodurch der Primärenergiebedarf steigt. Grüne Fernwärmenetze können jedoch nur erreicht werden, wenn die Energieeffizienz des Netzes massiv gesteigert wird.

Ein Absenken der Vor- und Rücklauftemperaturen, wie auch eine Minimierung der Hilfsenergiekosten, wie z. B. den Stromeinsatz für die Pumpen, sind auf das Minimum zu reduzieren, das eine Versorgungssicherheit des Kunden weiterhin sicherstellt. Voraussetzung hierfür ist der Ausbau von Sensoren im Netz und das Monitoren wichtiger Assets wie z. B. Wärmemengenzähler, die bislang nur einmal pro Jahr im Rahmen der Verbrauchsmengenermittlung zur Erstellung der Abrechnung ausgelesen werden. Die zusätzlichen Informationen können z. B. in Form einer Wärmemengenprognose genutzt werden, um die richtige Erzeugungsleistung für den jeweiligen Tag bereitzustellen. Aber es können auch die Auswirkungen von sich verändernden Anschlussleistungen auf die Effizienz des Wärmenetzes analysiert werden. Die neue AVBFernwärmeV gibt dem Kunden das Recht, seine Anschlussleistung selbst zu minimieren.

Durch eine Analyse des Wärmebedarfs und das Monitoring der Wärmemengenflüsse in Echtzeit wird es zum einen ermöglicht, eine Produktionsoptimierung durchführen, die Gaslastspitzen vermeidet und so effektiv Netzentgelte einspart, und zum anderen Erzeugungsanlagen im Sektorenkopplungsbereich besser zu vermarkten, indem die Wärme- und Stromerzeugungskapazitäten unter Berücksichtigen der Preissignale und Gestehungskosten miteinbezogen werden. Hinzu kommt die Möglichkeit, das Netz auf Leckagen zu analysieren, um den Verlust von Wärmeenergie zu vermeiden, aber auch die Kosten für die zusätzliche Aufbereitung des Wassers als Transportmedium zu senken.

Grüne Fernwärmenetze: Zwischenfazit

Unter Betrachtung der strategischen und operativen Herausforderungen ist die Umstellung konventioneller Fernwärmenetze auf grüne Fernwärmenetze eine vielschichtige Herausforderung und abhängig von den lokalen Gegebenheiten. Einzelne Fernwärmenetzbetreiber verfügen über die Kapazitäten, größere EE-Erzeugungsanlagen zu errichten oder industrielle Abwärme im großen Maßstab zu benutzen, andere aber nicht. Grundvoraussetzung für grüne Fernwärmenetze ist jedoch immer das Auflösen der Blackbox Fernwärme und die Generierung zusätzlicher Informationen, so dass ein Echtzeitmonitoring der Wärmemengenflüsse ermöglicht wird. Die Steigerung der Energieeffizienz bildet eine zentrale Grundlage zur Erreichung grüner Fernwärmenetze, da ein geringerer Primärenergiebedarf mit einer geringeren EE-Erzeugungsleistung gedeckt werden kann.

Auch wenn die öffentliche Wahrnehmung sich zum aktuellen Zeitpunkt noch auf die Sparte Strom konzentriert, ist davon auszugehen, dass sich dies im Zuge der erforderlichen Transformation des gesamten Energiesystems in Deutschland auf die Fernwärme erweitern wird. Kommunale Beschlüsse, dass ein Mindestanteil grüner Fernwärme bis 2030 erreicht werden muss, nimmt tendenziell eher zu. Darum ist es bereits heute erforderlich, dass sich Fernwärmenetzbetreiber damit beschäftigen, wie in den nächsten Jahren das Ziel eines grünen Fernwärmenetzes erreicht werden kann. Gerade unter dem Blickwinkel der langen Investitionszyklen im Bereich Fernwärme sind Investitionsentscheidungen bereits heute unter dem Aspekt der Klimaneutralität zu treffen. Entsprechend neuer gesetzlicher Anforderungen, wie z. B. die FFVAV, welche die verpflichtende Fernauslesbarkeit von Wärmemengenzähler vorsieht, sollte bereits heute so geplant werden, dass nicht nur die Abrechnung in einer höheren Frequenz erfolgt, sondern die zusätzlichen Daten zur Optimierung des technischen Betriebs des Netzes genutzt werden.

Ausblick in die Praxis

In der Praxis sind im Bereich der Fernwärme unterschiedliche Strategien der Fernwärmenetzbetreiber hin zu grünen Fernwärmenetzen zu beobachten. So setzen größere Fernwärmenetzbetreiber wie Vattenfall in Berlin auf den Einsatz von Smart Metern, Wasserstofferzeugungsanlagen und die Nutzung von Abwärme im größeren Maßstab. Dies ist jedoch mit einem hohen finanziellen Aufwand verbunden. Viele Fernwärmenetzbetreiber stehen jedoch noch vor der Aufgabe und der Ausgangsfrage, wie sinnvoll mit einer Optimierung der Fernwärmenetze begonnen werden kann.

Im Kundenkreis der items GmbH sind vor allem Projekte im Bereich des Echtzeitmonitorings zu beobachten, um im ersten Schritt die Transparenz im Fernwärmenetz zu steigern. So setzen bereits einige Kunden LoRaWAN-Wärmemengenzähler ein, um die Anforderungen der FFVAV zu erfüllen und gleichzeitig die Daten zur Netzoptimierung zu nutzen. Mit den SW Iserlohn wurde 2021 ein umfangreiches Softwareentwicklungsprojekt mit dem Namen Grid Insight: Heat durchgeführt, das Daten aus unterschiedlichen Systemen konsumiert und den Stadtwerken eine Wärmemengenprognose sowie Produktionsoptimierung bereitstellt. Durch die Vermeidung von Lastspitzen und die Erstellung von Erzeugungsfahrplänen auf Basis der Prognosen und Kostenfunktionen konnten bereits früh Einsparungen im höheren Bereich erzielt werden. Die zusätzliche Bereitstellung einer Monitoringlösung unterstützt dabei den Transformationsprozess.

Insgesamt hat sich in den letzten 12 Monaten bei unseren Kundenprojekten im Bereich Fernwärme gezeigt, dass eine Vorgehensweise zur Steigerung der Transparenz im Fernwärmenetz, verbunden mit zusätzlichen Werkzeugen wie einer Wärmemengenprognose oder Produktionsoptimierung, einen ersten guten Schritt zur Erreichung des Ziels grüne Fernwärmenetze darstellt. Der Primärenergiebedarf kann gesenkt und ein besseres Netzverständnis erreicht werden, auf dessen Basis Investitionsentscheidungen für die Erreichung eines grünen Fernwärmenetzes getroffen werden können.

Über das Projekt Grid Insight: Heat werden wir demnächst in einem weiteren Blogbeitrag berichten. Bei Fragen zu diesem Blogbeitrag meldet euch gerne. Wenn euch der Artikel gefallen hat, abonniert gerne unseren Blog.