Im Rahmen der Marktabfrage Wasserstoff Erzeugung und Bedarf (WEB) haben auch zahlreiche Verteilernetzbetreiber Bedarfsmeldungen abgegeben. Daran wird deutlich, dass ebenso frühzeitig wie großflächig ganze Regionen mit einer leistungsfähigen Wasserstoffinfrastruktur erschlossen werden müssen, um die Versorgung einer großen Anzahl von Kunden über die Verteilernetze sicherstellen zu können.
Die im NEP Gas 2022–2032 abgegebenen Meldungen von Verteilernetzbetreibern ergeben für das Jahr 2032 eine Ausspeisemenge in Höhe von 54 TWh. Die in den folgenden Jahren weiter ansteigenden Mengen unterstreichen den signifikanten Bedarf an Wasserstoff im Verteilernetz und die Bestrebungen der Verteilernetzbetreiber, langfristig einen Beitrag zum Klimaschutz zu leisten.
Ähnlich wie bei der L-/H-Gas-Umstellung ist bei der Umstellung von Netzbereichen von Erdgas auf Wasserstoff eine wechselseitige Abhängigkeit zwischen den Beteiligten zu beachten.
Eine im Sinne des Netzausbaus effiziente Umstellung eines Bereiches entlang einer Leitung eines Fernleitungsnetzbetreibers ist nur dann zu gewährleisten, wenn alle angeschlossenen Abnehmer (Verteilernetzbetreiber oder an das Fernleitungsnetz angeschlossene Industriekunden) im gleichen Zeitraum auf Wasserstoff umstellen können. Nur so lassen sich volkswirtschaftlich ineffiziente, parallele Wasserstoff- oder Methanneubauleitungen vermeiden, die gegebenenfalls auch nur temporär bis zu einer vollständigen Umstellung aller Abnehmer entlang einer Leitung benötigt würden.
Im Regelprozess erfolgt die Auflösung der o. g. Abhängigkeit durch Bildung von netzbetreiberübergreifenden, bereichsbezogenen Arbeitsgemeinschaften (auch im Rahmen der jeweiligen GTP-Erstellung) sowie durch den Abschluss von multilateralen Umstellungsfahrplänen, in denen alle wechselseitigen Abhängigkeiten zwischen den Beteiligten gewürdigt werden. Dieses Vorgehen hat sich bereits bei der L-/H-Gas-Umstellung als sinnvoll erwiesen und ist damit in der Praxis erprobt.
Basis für die Planung der Umstellung von Leitungen auf Wasserstoff durch die Fernleitungsnetzbetreiber sind zunächst die konkreten Bedarfsmeldungen verschiedener Bedarfsträger (Verteilernetzbetreiber oder direkt an das Fernleitungsnetz angeschlossene Industriekunden). Diese Bedarfsmeldungen wurden im NEP Gas 2022–2032 über Memorandum of Understanding (MoU) abgesichert, bevor sie in die Modellierung der Fernleitungsnetzbetreiber im Rahmen des NEP Gas-Prozesses eingegangen sind. Für die Bedarfsmeldungen der Verteilernetzbetreiber führen die Fernleitungsnetzbetreiber im aktuellen NEP Gas-Zyklus zunächst eine sog. Wasserstoffprüfung durch. Perspektivisch wird der Prozess der Wasserstoffprüfung ersetzt, sobald Bedarfsmeldungen mit höherer Verbindlichkeit eingehen bzw. entsprechende MoU zwischen Fernleitungsnetzbetreiber und Bedarfsträger abgeschlossen werden. Eine endgültige Verbindlichkeit erfährt die Umstellung auf Wasserstoff durch den Abschluss eines Umstellungsfahrplanes zwischen Fernleitungsnetzbetreiber und Bedarfsträger.
Im Umstellungsfahrplan wird definiert, über welche Punkte eine Versorgung mit Wasserstoff zu einem definierten Stichtag gewährleistet werden kann. Die technische Vorlauffrist bei der Umstellung auf Wasserstoff ist deutlich länger als bei der Umstellung von L- auf H-Gas. Insofern ist davon auszugehen, dass auch Umstellungsfahrpläne zwischen Fernleitungsnetzbetreiber und Bedarfsträger mit einem deutlich längeren zeitlichen Vorlauf geschlossen werden müssten als im Vergleich zur L-/H-Gas-Umstellung üblich (dort spätestens 2 Jahre und 8 Monate gemäß Kooperationsvereinbarung Gas). Insofern ist auch der gesamte Prozess beginnend mit den ersten Bedarfsmeldungen und darauf aufbauend die Vereinbarung von MoU deutlich früher zu starten.
Die Bundesregierung arbeitet daran, dass ab 2024 möglichst jede neue Heizung zu mindestens 65 % mit erneuerbaren Energien betrieben wird (bilanziell oder physisch) [BMWK 2022]. Dazu zählen alle erneuerbaren Energien, also auch grüne und klimaneutrale gasförmige Energieträger wie Biomethan oder grüner Wasserstoff. Damit aber alle Dekarbonisierungsoptionen voll ausgeschöpft werden können, ist ein technologieoffener Ansatz notwendig, der alle klimaneutralen Gase wie z. B. blauen Wasserstoff berücksichtigt.
Eine Marktraumumstellung auf Wasserstoff ist erst dann durchführbar, wenn möglichst viele Gasgeräte verbaut worden sind, die sowohl mit Erdgas und Biomethan als auch mit Wasserstoff betrieben werden können. Ab spätestens 2025 werden von den im Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) organisierten Herstellern Seriengeräte auf den Markt kommen, die zunächst auf Methan oder Methan-Wasserstoff-Gemische eingestellt und mittels eines Umbaukits mit wenig Aufwand durch einen Installateur zu einem Wasserstoffgerät konvertiert werden können. Durch den Einbau dieser wasserstofftauglichen Geräte schafft der Kunde die Voraussetzungen für die klimaneutrale Wärmeversorgung, sodass er damit zunächst über den bilanziellen Bezug und später über den physischen Bezug von Wasserstoff die 65 % Erneuerbare Energien-Vorgabe erfüllen kann.
Jedes Verteilernetz in Deutschland hat seine eigenen regionalen Gegebenheiten. Damit Klimaneutralität vor Ort erreicht werden kann, müssen diese Spezifika stets berücksichtigt werden. Nach der Analyse und dem Planungsprozess in einer Initialphase wird deshalb in der Ausbauphase damit begonnen, die Verteilernetze zu ertüchtigen bzw. auf andere grüne und klimaneutrale Gase umzustellen, um spätestens 2045 den Zielzustand zu erreichen. Neben der technischen Machbarkeit und der Verfügbarkeit grüner und klimaneutraler Gase ist es von zentraler Bedeutung, dass die Verteilernetzbetreiber zeitnah in den kontinuierlichen Dialog mit Anwendern, Erzeugern, Politik und weiteren Stakeholdern wie Installateuren, Heizungsherstellern etc. treten und diesen stetig und dauerhaft führen.
Daher sieht der Gasnetzgebietstransformationsplan (GTP) vor, in Zusammenarbeit mit der lokalen Wirtschaft und anderen lokalen Akteuren Dekarbonisierungslösungen zu erarbeiten, die effektiv und zielgerichtet auf eine breite Akzeptanz stoßen. Diese regionalspezifischen Lösungen und Umstellpfade müssen durch geeignete, bundesweit geltende Gesetze und Regelungen ermöglicht und flankiert werden.
Eine Übersicht des Wasserstoffnetzplanungskonzepts im Zusammenhang einer gesamtheitlichen Energiesystembetrachtung ist in der Abbildung dargestellt. Das vorgelegte Konzept zur zukünftigen Wasserstoffnetzplanung wird in den bewährten Netzentwicklungsplanungsprozess Gas integriert. Gleichzeitig werden durch die gesamtheitliche Betrachtung des Energiesystems auch neue Elemente vorgeschlagen, um mit der Gasnetzplanung für Wasserstoff und Methan künftig einen stärkeren Beitrag zur Erreichung der Vorgaben des Bundes-Klimaschutzgesetzes leisten zu können.
Basierend auf den Modellierungsergebnissen der Wasserstoffvariante 2032 im NEP Gas 2022–2032 führen die Fernleitungsnetzbetreiber für das Jahr 2032 eine Wasserstoffprüfung für die gemeldeten Bedarfe der Verteilernetzbetreiber durch.
Ziel der Wasserstoffprüfung ist es, Netzkopplungspunkte (NKP) bzw. Ausspeisezonen der Verteilernetzbetreiber zu identifizieren, die ohne weitere Netzausbaumaßnahmen von Seiten der Fernleitungsnetzbetreiber auf Basis der Ergebnisse der Wasserstoffvariante für das Jahr 2032 mit einer Wasserstoffinfrastruktur erreicht werden können. Weiterhin wird geprüft, ob für die identifizierten NKP grundsätzlich eine gleichzeitige Versorgung mit Methan in Frage käme, sodass eine Beimischung auf Verteilernetzebene möglich ist. Falls die Möglichkeit besteht, erste Bereiche bzw. einzelne NKP der Verteilernetzbetreiber auf 100% Wasserstoff umzustellen, könnten, analog zu dem Planungsprozess der L-H-Gas-Marktraumumstellung, erste potenzielle „Wasserstoffumstellungsbereiche“ bestimmt werden.
Dementsprechend ermitteln die Fernleitungsnetzbetreiber anhand der eingegangenen Meldungen der Verteilernetzbetreiber und der Modellierungsergebnisse der Wasserstoffvariante 2032 erste Potenziale für eine mögliche initiale Nutzung von Wasserstoff im Verteilernetz. Die Fernleitungsnetzbetreiber stehen hierzu bereits im engen Austausch mit den Verteilernetzbetreibern, um erste gemeinsame Konzepte zu entwickeln. Das geplante Vorgehen zur Wasserstoffprüfung ist in der Abbildung dargestellt.
Das im Zwischenstand zum NEP Gas 2022-2032 dargestellte Wasserstoffnetz 2032 zeigt das Ergebnis der Modellierung eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes für das Jahr 2032 auf Basis der MoU-Bedarfe, den Ergebnissen des Netzentwicklungsplans Gas 2020–2030 und den Leitungsmeldungen der Fernleitungsnetzbetreiber und anderer potenzieller Wasserstoffnetzbetreiber sowie an vorhandenen parallelen Leitungssystemen im Fernleitungsnetz. Daraus ergibt sich bis zum Jahr 2032 ein Wasserstoffnetz mit einer Leitungslänge von 7.600-8.500 km.
Das im Zwischenstand zum NEP Gas 2022-2032 dargestellte Wasserstoffnetz 2027 zeigt das Ergebnis der Modellierung eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes für das Jahr 2027 auf Basis der MoU-Bedarfe, den Ergebnissen des Netzentwicklungsplans Gas 2020–2030 und den Leitungsmeldungen der Fernleitungsnetzbetreiber und anderer potenzieller Wasserstoffnetzbetreiber sowie an vorhandenen parallelen Leitungssystemen im Fernleitungsnetz. Daraus ergibt sich bis zum Jahr 2027 ein Wasserstoffnetz mit einer Leitungslänge von 2.900-3.000 km.
Ob klein oder im industriellen Maßstab, Forschungscharakter oder praxisreif, eng fokussiert oder wertschöpfungsstufenübergreifend: Die aufgeführte Auswahl von über 30 Projekten auf Verteilernetzebene gibt einen Eindruck der aktuellen, vielfältigen und über ganz Deutschland verteilten Dekarbonisierungsaktivitäten der Verteilernetzbetreiber. Diese unterstreichen die Relevanz des Verteilernetzes für den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft. Die Abbildung stellt aktuelle Wasserstoffprojekte mit Bezug zum Verteilernetz dar.
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) hat zusammen mit dem Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI) am 28. Mai 2021 eine Liste von 62 Großvorhaben veröffentlicht, die für eine mögliche Förderung im Rahmen des Programms IPCEI-Wasserstoff in Frage kommen. Mit der Fördersumme von 8 Mrd. Euro sollen so Investitionen in Höhe von insgesamt 33 Mrd. Euro ausgelöst werden [BMWi 2021].
Neben Projekten zur Wasserstofferzeugung und zahlreichen Konzepten für dessen Nutzung, sind auch mehrere Infrastrukturprojekte Teil dieses Programms.
Mit der Realisierung dieser IPCEI-Infrastrukturprojekte entsteht ein erstes überregionales Wasserstoffnetz von der niederländischen Grenze über Hamburg und Salzgitter, die Industrieregion Halle/Leipzig und über Berlin bis nach Rostock. Daneben wurden auch grenzüberschreitende regionale Projekte, insbesondere in Nordrhein-Westfalen und im Saarland, für das IPCEI-Wasserstoffprogramm ausgewählt.
Aktuell werden die spezifizierten Antragsunterlagen durch die Behörden geprüft. Mit einer finalen Entscheidung über das Förderprogramm und folgende Investitionsentscheidungen wird nach aktuellem Kenntnisstand bis Ende 2022 gerechnet.
Das im Zwischenstand zum NEP Gas 2022-2032 dargestellte Wasserstoffnetz 2032 zeigt das Ergebnis der Modellierung eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes für das Jahr 2032 auf Basis der MoU-Bedarfe, den Ergebnissen des Netzentwicklungsplans Gas 2020–2030 und den Leitungsmeldungen der Fernleitungsnetzbetreiber und anderer potenzieller Wasserstoffnetzbetreiber sowie an vorhandenen parallelen Leitungssystemen im Fernleitungsnetz. Daraus ergibt sich bis zum Jahr 2032 ein Wasserstoffnetz mit einer Leitungslänge von 7.600-8.500 km.
In den LNG-Versorgungssicherheitsvarianten des Zwischenstands zum NEP Gas 2022-2032 wird der Netzausbau für LNG-Anlagen an den Standorten Brunsbüttel, Rostock, Stade und Wilhelmshaven in drei verschiedenen Modellierungsvarianten untersucht. Die Standorte Brunsbüttel und Stade sind bereits in der Basisvariante enthalten, für die LNG-Versorgungssicherheitsvarianten kommen die Standorte Rostock und Wilhelmshaven hinzu.
Die Gasinfrastruktur ermöglicht eine sichere Versorgung auch bei niedrigsten Temperaturen. Der Vergleich von Wärmetechnologien muss berücksichtigen, dass der Wärmebedarf in Deutschland jahreszeitlich bedingt sehr
schwankt. Die Erzeugungs-, Speicher- und Netzinfrastruktur muss nicht nur die erforderliche maximale Wärmeleistung im saisonalen Verlauf erbringen, sondern auch in Extremwintern. Wasserstoff kann Spitzenlasten im Wärmebereich auffangen, die das Stromsystem bei einer umfassenden Elektrifizierung massiv herausfordern würden.
Gasnetze transportieren heute mehr als die doppelte Energiemenge der Stromnetze und sind auf hohe Spitzenlastbedarfe ausgelegt. Eine Verknüpfung von Strom- und Gas durch Power-to-Gas-Anlagen steigert die Gesamteffizienz erheblich.
Der Erdgaskunde von heute ist der Wasserstoffkunde von morgen.
Angesichts des Klimawandels ist nur eines gewiss: Wir müssen alles in unserer Macht Stehende tun, um den globalen Temperaturanstieg zu begrenzen. Fossile Energieträger haben daher keine langfristige Zukunft. Spätestens mit der für das Jahr 2045 angestrebten Klimaneutralität kann Erdgas ohne Abspaltung von CO2 keine Rolle mehr spielen.
Dennoch ist die Weiternutzung und -entwicklung der Gasinfrastruktur keine Festlegung auf die Weiternutzung fossiler Energien. Im Gegenteil: Sie ist Voraussetzung für einen effizienten und damit sozialverträglichen Klimaschutz und wird im zukünftigen Energiesystem Garant für eine sichere Energieversorgung bleiben.
Mit Blick auf die Energiespeicherung bietet das Gasnetz wichtige Voraussetzungen für das Gelingen der Energiewende. Strom aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen muss zwingend zwischengespeichert werden können, damit Deutschlands Potentiale zur erneuerbaren Stromerzeugung ausgeschöpft werden können. Auf der Stromseite sind langfristig absehbar keine signifikanten Langzeitspeicherpotentiale zu erwarten. Mit Hilfe der Gasinfrastruktur hingegen kann allein in den deutschen Gasspeichern die Energie für einen signifikanten Teil des deutschen Jahresstrombedarfs langfristig gespeichert und bei Bedarf wieder flexibel und an jedem Ort bereitgestellt werden. Dadurch können das Abregeln von Produktionsanlagen und unnötige Stillstandkosten vermieden werden und es werden Flexibilitäten für das Stromnetz geschaffen.
Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) engagieren sich international. Sie unterstützen die Klimaziele sowie die Strategie der EU zur Reduzierung von Methanemissionen.
Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) verfolgen ihre Strategie mit dem gemeinsamen Minderungsziel und weiteren Minderungsmaßnahmen konsequent weiter.
Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) zeigen mit dem Wasserstoffnetz für ein klimaneutrales Deutschland (kurz: H2-Netz 2050), dass sie ein solches Netz zu moderaten Investitionskosten volkswirtschaftlich effizient und verlässlich errichten können. Das H2-Netz 2050 haben die FNB aus dem im Januar 2020 veröffentlichten „Visionären Wasserstoffnetz“ weiterentwickelt. In dieses erste Zukunftsbild waren viele Überlegungen eingeflossen, jedoch ohne Netzsimulation für den zukünftigen Wasserstoff-Transportbedarf. Dem jetzt vorgelegten H2-Netz 2050 dagegen liegt eine detaillierte Netzplanung zu Grunde. Das H2-Netz 2050 ist etwa 13.300 km lang, von denen rund 11.000 Leitungskilometer auf umgestellten Gasleitungen basieren. Die Investitionskosten bis zum Jahr 2050 belaufen sich auf etwa 18 Mrd. Euro.
Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) zeigen mit dem Wasserstoffnetz 2030 (kurz: H2-Netz 2030) Lösungen auf, wie zeitnah Transportbedarfe bei einer dynamischen Entwicklung des Wasserstoffmarktes überregional erfüllt werden können. Das H2-Netz 2030 ist etwa 5.100 km lang, von denen rund 3.700 Leitungskilometer auf umgestellten Gasleitungen basieren. Die Investitionskosten bis zum Jahr 2030 belaufen sich auf etwa 6 Mrd. Euro.
Der Bau der Verdichterstation in Ochtrup, Nordrhein-Westfalen, begann 2010. Die Station bildet das Ende einer Leitung, die Gas aus Norwegen von Emden bis ins Ruhrgebiet transportiert. Der Druck in den Leitungen nimmt über lange Strecken ab und wird in Ochtrup wieder auf das erforderliche Niveau gebracht, um ins deutsche Gasnetz eingespeist werden zu können. Eine Erweiterung der Station durch einen zusätzlichen Verdichter wurde 2018 abgeschlossen.
Das Bild zeigt eine Absperrvorrichtung, einen sogenannten Schieber. Dieser steht am „Eingang“ der Verdichterstation und prüft, wie viel Gas in die Station fließt. Das Erdgas aus Norwegen wird in der Anlage auf einen höheren Druck verdichtet und dann weiter in Richtung der Verbrauchszentren geleitet.
Das Zusammenfügen der großen Fernleitungsrohre erfordert trotz schweren Geräts zum heben und transportieren auch immer Handarbeit.
Die Verdichterstation Olbernhau liegt am Rande des Erzgebirges, im Tal der Flöha. Mit drei Gasturbinen sorgt die Station bereits seit 1992 für den richtigen Druck in der 314 Kilometer langen STEGAL (Sachsen-Thüringen-Erdgas-Leitung), damit Erdgas aus Russland über Tschechien und die Slowakei nach Mitteldeutschland gelangt.
Die EUGAL soll von Lubmin bei Greifswald an der Ostsee in Mecklenburg-Vorpommern in südlicher Richtung bis nach Deutschneudorf in Sachsen und weiter nach Tschechien verlaufen. Sie hat eine Gesamtlänge von rund 480 Kilometern und soll in weiten Teilen parallel zur Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung (OPAL) verlegt werden. Damit verläuft sie durch drei Bundesländer. Das unebene Gelände im Erzgebirge machte den Einsatz spezieller Technik beim Verlegen der Rohrleitungen notwendig.
Die Nordschwarzwaldleitung der terranets bw führt auf knapp 70 km von Au am Rhein über Ettlingen und Pforzheim nach Leonberg. Der erste 15 Kilometer lange Abschnitt von Au am Rhein nach Ettlingen wurde 2014 errichtet. Der zweite, 54 Kilometer lange Abschnitt zwischen Ettlingen und Leonberg, wurde 2015/16 fertig gestellt. Die feierliche Inbetriebnahme erfolgte am 22.01.2016.
Durch die Nordschwarzwaldleitung erhält die terranets bw einen weiteren Anschluss an die Trans-Europa-Naturgas-Pipeline (TENP). Die TENP, die Erdgas von den Niederlanden bis in die Schweiz und nach Italien transportiert, ist eine der größten und wichtigsten Leitungen für die sichere Erdgasversorgung in Europa.
Trotz Rohrleitungen mit großem Umfang und dem Einsatz schweren Geräts, ist beim Bau einer Erdgasleitung auch noch echte Handarbeit gefragt – hier beim Bau der Nordschwarzwaldleitung der terranets bw.
Die Nordschwarzwaldleitung der terranets bw führt auf knapp 70 km von Au am Rhein über Ettlingen und Pforzheim nach Leonberg. Der erste 15 Kilometer lange Abschnitt von Au am Rhein nach Ettlingen wurde 2014 errichtet. Der zweite, 54 Kilometer lange Abschnitt zwischen Ettlingen und Leonberg, wurde 2015/16 fertig gestellt. Die feierliche Inbetriebnahme erfolgte am 22.01.2016.
Durch die Nordschwarzwaldleitung erhält die terranets bw einen weiteren Anschluss an die Trans-Europa-Naturgas-Pipeline (TENP). Die TENP, die Erdgas von den Niederlanden bis in die Schweiz und nach Italien transportiert, ist eine der größten und wichtigsten Leitungen für die sichere Erdgasversorgung in Europa.
Eine Dispatching-Zentrale bildet das Herz eines jeden Leitungsnetzes: Hier wird das gesamte (Fern-) Leitungsnetz überwacht und gesteuert und das 24 Stunden täglich und 365 Tage im Jahr. Die dafür notwendigen Daten erhält die Zentrale über Lichtwellenleiter, die entlang der Erdgasleitungen installiert sind und so Signale geben, wo es zu Auffälligkeiten oder Störungen kommt.
Da Gasleitungen unterirdisch verlaufen und nach ihrem Bau der Bereich wieder renaturiert werden kann, wird der Verlauf der Leitung durch diese gelben Schilder gekennzeichnet.
Um den Veränderungen des Marktes zu begegnen, hat die Ontras eine mobile Verdichterstation entwerfen lassen. Diese besteht aus zwei Trailern, um genug Platz für alle erforderlichen Montage-, Wartungs-, Kabel-, Flucht- und Rettungswege zu bieten. Außerdem ist sie für alle Einsatzfälle im Ontras-Gasnetz ausgestattet.
Die mobile Verdichteranlage erreicht bei allen unterschiedlichen und spezifizierten Druckverhältnissen eine Gasfördermenge von mindestens 800 Nm³/h. Die Station ist, bei einer Länge von 9 Metern und 40 t Maximalgewicht, regulär für den Straßenverkehr zugelassen.
Der von 1998 bis 2001 neugebaute und erweitere Netzknotenpunkt Bobbau liegt im Netz der ONTRAS Gastransport GmbH, einer Tochtergesellschaft der Verbundnetz Gas AG. Dort laufen sechs Ferngasleitungen zusammen, die nach Bedarf geschaltet werden können. Die Verdichterstation hält das zu transportierende Gas auf 55 bar und sorgt so für die Stabilisierung des Druckniveaus im ONTRAS-Leitungssystem.
Der Automationsgrad der Anlage ermöglicht neben der Vor-Ort-Steuerung auch eine Fernüberwachung und Fernbedienung vom Regelzentrum Leipzig.
Die Erdgasfernleitung MONACO von Burghausen nach Finsing ist als Bestandteil des Netzentwicklungsplan Gas ein aktiver Beitrag zum Erhalt der Versorgungssicherheit für Bayern und den süddeutschen Raum sowie zur Deckung des steigenden Gastransportkapazitätsbedarfs in Deutschland und Europa durch Verbindung nationaler und internationaler Leitungssysteme. Die Inbetriebnahme erfolgte 2018.
Neben der Bereitstellung von Wärme, spielen Erdgas und seine grünen Substitute auch im Sektor Verkehr eine zunehmend größere Rolle. Über das bestehende Netz gelangt das Gas direkt zu den Tankstellen und steht dort auch dem Autoverkehr zur Verfügung. Dort lässt sich CNG (Compressed Natural Gas bzw. komprimiertes natürliches Gas) wie die herkömmlichen Rohstoffe Diesel oder Benzin einfach tanken.
Rohre, aus denen später mal eine Gasleitung gebaut wird, werden per Zug an ihren Bestimmungsort gebracht.
Die Verdichterstation in Dornstadt-Scharenstetten ist ein wichtiger Transportknotenpunkt im Netz der terranets bw. Vor 30 Jahren in Betrieb genommen, wurde die Anlage im Frühjahr 2017 um eine vierte Verdichtereinheit erweitert und die Leistungsfähigkeit der Station damit um etwa 30 Prozent erhöht. Mit der nächsten Ausbaustufe soll die Leistungsfähigkeit der Verdichterstation um weitere 20 Prozent erhöht werden. Dazu wird eine der bestehenden Verdichtereinheiten 2020/2021 durch eine moderne, leistungsstärkere Antriebsmaschine ausgetauscht.
Die Verdichterstation in Blankenloch, nahe Karlsruhe, steht an einem wichtigen Knotenpunkt. Sie sorgt dafür, dass in den Leitungen Rheintal-Nord-Leitung 1, Rheintal-Nord-Leitung 3, Rheintal-Nord-Leitung 4, Rheintal-Süd-Leitung 1 sowie der Schwaben-Leitung der richtige Druck für den Gastransport herrscht. Die Kompression des Gases erfolgt mithilfe eines elektrobetriebenen Gasverdichters und dreier gasbetriebener Gasverdichter.
Die Verdichterstation in Blankenloch, nahe Karlsruhe, steht an einem wichtigen Knotenpunkt. Sie sorgt dafür, dass in den Leitungen Rheintal-Nord-Leitung 1, Rheintal-Nord-Leitung 3, Rheintal-Nord-Leitung 4, Rheintal-Süd-Leitung 1 sowie der Schwaben-Leitung der richtige Druck für den Gastransport herrscht. Die Kompression des Gases erfolgt mithilfe eines elektrobetriebenen Gasverdichters und dreier gasbetriebener Gasverdichter.
Das Foto zeigt die Messungen des elektrobetriebenen Gasverdichters.
In Münster hat die Dispatching-Zentrale der Nowega GmbH ihren Sitz. Von dort aus werden das rund 800 Kilometer lange Leitungsnetz sowie die angeschlossenen Erdgasspeicher mithilfe moderner Kommunikations- und Informationstechnik überwacht. Über entlang der Gasleitungen installierte Lichtwellenleiter- und Kupferkabel werden die dazu notwendigen Daten nach Münster übertragen. Das Prozessleitsystem, eine spezielle Software, visualisiert die Messwerte und Systemmeldungen und ermöglicht die elektronische Steuerung per Computer.
Die sogenannten Seitenbaumraupen senken die Rohrleitung in den dafür ausgeschachteten Graben ab. Dafür hält jede Seitenbaumraupe eine Schlinge, in der das Rohr liegt. Nach der Verlegung im Graben werden die Schlingen wieder entfernt. Bei Unterquerungen von Straßen oder Flüssen werden auch grabenlose Verfahren wie das Microtunneling oder Direct Pipe angewandt. Erdgasleitungen werden überwiegend unterirdisch verlegt, sodass nach dem Leitungsbau die Natur fast vollständig wieder renaturiert werden kann.
Beim Bau von Erdgasleitungen müssen auch Flüsse unterquert werden – in diesem Fall die Elbe für den Bau der EUGAL (Europäische Gasanbindungsleitung). Leitungen, die unter Wasser verlaufen, werden Düker genannt. Der Elbedüker ist 230 Meter lang und wurde im Dezember 2018 verlegt.
Um den Transport über lange Strecken zu gewährleisten, wird Erdgas auf bis zu 100 bar verdichtet. Auf dem Weg zum Verbraucher wird der Druck dann wieder auf einige Millibar Überdruck reduziert. Diese Druckreduzierung bedarf einer sogenannten Gasdruckregel- und Messanlage. Diese misst und regelt die Gasmengenströme und dient zur Absicherung der unterschiedlichen Betriebsdrücke in den angrenzenden Leitungen.
Mit Inkrafttreten des neuen Netzkodex Kapazitätszuweisung (NC CAM) führen die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber ein Verfahren durch, um den Bedarf an neu zu schaffenden Kapazitäten zu ermitteln.
Der so genannte Incremental-Capacity-Prozess lässt sich vereinfacht in fünf Phasen gliedern.
Die Gesamtheit des Netzentwicklungsplans besteht aus drei Dokumenten – dem Szenariorahmen, dem eigentlichen Netzentwicklungsplan sowie dem Umsetzungsbericht. Alle diese Dokumenten entstehen in einem regelmäßigen Rhythmus von zwei Jahren. Dabei erfolgt die Erstellung der Dokumente Szenariorahmen und Netzentwicklungsplan in einem mehrstufigen Prozess unter Einbeziehung verschiedener Akteure.
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Grüner Wasserstoff ist ein erneuerbares Gas und wird mittels Elektrolyse in so genannten Power-to-Gas-Anlagen hergestellt. Dazu wird Wasser mit elektrischer Energie in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten. Stammt die elektrische Energie weit überwiegend aus erneuerbaren Energien, wird der Wasserstoff als grün bezeichnet.
Der von 1998 bis 2001 neugebaute und erweitere Netzknotenpunkt Bobbau liegt im Netz der Ontras, einer Tochtergesellschaft der VNG (Verbundnetz Gas AG). Dort laufen sechs Ferngasleitungen zusammen, die nach Bedarf geschaltet werden können. Die Verdichterstation hält das zu transportierende Gas auf 55 bar und sorgt so für die Stabilisierung des Druckniveaus im VNG-Leitungssystem.
Der Automationsgrad der Anlage ermöglicht neben der Vor-Ort-Steuerung auch eine Fernüberwachung und Fernbedienung vom Regelzentrum Leipzig.
Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) haben Anfang 2020 erstmalig eine Vision für eine erste deutschlandweite Wasserstoffinfrastruktur in Form einer Netzkarte vorgestellt. Hierin sind Leitungen mit einer Gesamtlänge von etwa 5.900 km aufgeführt. Dieses visionäre Leitungssystem basiert zu über 90 Prozent auf dem bereits bestehenden Erdgasnetz und wird kontinuierlich weiterentwickelt. Ein Großteil der zukünftigen Verbrauchsschwerpunkte von Wasserstoff in den Sektoren Industrie, Mobilität und Wärme sowie zahlreiche Untertagespeicher können über das Leitungssystem mit den Aufkommensschwerpunkten verbunden werden.
