Deutschland muss Tempo machen beim Wasserstoffhochlauf, um die Versorgung zu sichern und Klimaschutz voranzutreiben. Der von den Fernleitungsnetzbetreibern vorgelegte Wasserstoffbericht zeigt auf, wie mit einer Integration der Wasserstoffnetzplanung in die bewährte Gasnetzplanung die notwendige Transportinfrastruktur effizient, zügig und zielgerichtet aufgebaut werden kann.  

Mit zwölf Empfehlungen geben die Fernleitungsnetzbetreiber der Bundesnetzagentur und dem Gesetzgeber Vorschläge an die Hand, die noch in diesem Jahr umgesetzt werden sollten. Kern des Wasserstoffberichtes ist ein Konzept für einen verbindlichen und integrierten Netzentwicklungsplanungsprozess für Gas (Wasserstoff und Methan).

1. Einführung eines verbindlichen und integrierten Netzentwicklungsplanungsprozesses für Gas (Wasserstoff und Methan), wie er sowohl im Gas als auch Strombereich seit vielen Jahren erfolgreich durchgeführt wird. Der Netzentwicklungsplanungsprozess ersetzt das derzeit in § 28p Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vorgesehene System der Bedarfsgerechtigkeitsprüfung durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) bezogen auf einzelne Wasserstoffnetzinfrastrukturen. Die Notwendigkeit für einen Wasserstoffbericht gem. § 28q EnWG wird durch die Einführung der integrierten Netzentwicklungsplanung Gas (Wasserstoff und Methan) hin fällig. Die Verpflichtung der Erstellung dazu sollte daher gestrichen werden. 
2. Bestätigung eines Startnetzes, abgeleitet aus strategischen Erzeugungs- und Verbrauchsschwerpunkten ohne weitere Verzögerung noch vor der Einführung des beschriebenen Regelprozesses. 
3. Schaffung eines Ordnungsrahmens, der eine einheitliche und für alle Wasserstoffnetzbetreiber, die ein Wasserstoffnetz der öffentlichen Versorgung betreiben, verpflichtende Regulierung vorsieht, um die Zusammenarbeit im Rahmen der Wasserstoffnetzplanung und den dafür notwendigen Informationsaustausch praktisch überhaupt zu ermöglichen. Dieser Ordnungsrahmen muss Rechte und Pflichten abbilden, die mit denen vergleichbar sind, die für Fernleitungsnetzbetreiber im Erdgasbereich gelten. Dazu gehört: 
   1. die umfassende Zusammenarbeitspflicht der betreffenden Netzbetreiber bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans (NEP) einschließlich des Austauschs aller dafür erforderlichen Informationen, 
   2. die Verpflichtung aller betreffenden Netzbetreiber, sich in einem gemeinsamen NEP auf eine abgestimmte Netzplanung zu verständigen, und 
   3. die Sicherstellung der Umsetzung der Netzausbaumaßnahmen – nach Bestätigung durch die BNetzA, wodurch zugleich die Bedarfsgerechtigkeit bestätigt wird – durch entsprechende Investitionsverpflichtungen der Netzbetreiber. 
4. Schaffung eines Ordnungsrahmens, der einerseits die Refinanzierung der durch die Netzbetreiber getätigten Investitionen ermöglicht und anderseits zu wirtschaftlich tragbaren Netzentgelten insbesondere in der Markthochlaufphase führt. Wichtig ist es, Risiken angemessen zu adressieren und das Vertrauen sowohl der Investoren als auch der Transport- und Wasserstoffkunden in den Wasserstoffhochlauf zu stärken. 
5. Ablehnung einer Entflechtung zwischen Erdgas- und Wasserstoffnetzbetrieb in der europäischen Regulierung und Beibehaltung der bewährten Entflechtung zwischen den wettbewerblichen Aktivitäten der Gewinnung und der Versorgung auf der einen Seite sowie den nicht-wettbewerblichen Aktivitäten des Transports auf der anderen Seite. 
6. Weiterhin eigenständige Netzentwicklungspläne und Szenariorahmen für Strom und Gas (Wasserstoff und Methan) bei einer engeren Verzahnung beider Prozesse, um den Herausforderungen der Transformation des Energiesystems gerecht zu werden. 
7. Zeitliche Harmonisierung zwischen NEP Strom und NEP Gas (Wasserstoff und Methan) zur Berücksichtigung der Wechselwirkungen, so dass im Prozess eine Abstimmung zwischen den Übertragungsnetzbetreibern auf der einen und den Fernleitungs- und Wasserstoffnetzbetreibern auf der anderen Seite möglich ist und die Bestätigungen der BNetzA inhaltlich konsistent und koordiniert erfolgen können. 
8. Einführung eines vorgelagerten Energieszenarienprozesses, der eine gemeinsame Szenariengrundlage in Form einheitlicher Annahmen (z. B. zu Bedarfsprognosen) und Zielvorgaben und damit konsistente Inputparameter für die Netzplanungen Strom und Gas (Wasserstoff und Methan) bereitstellt. Aus diesen Energieszenarien ist dann der jeweilige Szenariorahmen für den NEP Strom und NEP Gas (Wasserstoff und Methan) abzuleiten. In diesen Prozess müssen die Netzbetreiber eng eingebunden werden. 
9. Einführung von Instrumentarien für die Optimierung der Standorte für Power-to-Gas-Anlagen (PtG) sowie von Gaskraftwerken, z. B. in Form von Anreizen (u. a. innerhalb der Netzentgeltsystematiken, der Genehmigungsprozesse oder von Förderungsmaßnahmen). 
10. Herstellen der gesetzlichen und regulatorischen Voraussetzungen zur Umstellung auf Wasserstoff im Bereich der Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber, insbesondere durch Einführung einer rechtlichen Handhabe zur Umstellung von Netzgebieten inklusive der dort angeschlossenen Netzkunden. 
11. Berücksichtigung von geplanten Umstellungsbereichen der Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber durch die Netzentwicklungsplanung Gas (Wasserstoff und Methan). Die Bestätigung der grundsätzlichen Umstellung von Bereichen erfolgt über den NEP Gas (Wasserstoff und Methan). Dies sollte möglichst früh erfolgen um damit für alle beteiligten Abnehmer einen hohen Grad an Verbindlichkeit mit einer angemessenen Vorlauffrist bieten. 
12. Einführung einer gesetzlichen Verpflichtung, bei Tausch oder Neueinbau einer Gasheizung wasserstoff- bzw. umstellungsfähige Geräte zu verwenden, sobald diese flächendeckend verfügbar sind, um künftige Umstellungsprozesse schon frühzeitig bestmöglich zu vereinfachen.

Mehr zum Wasserstoffbericht und dessen Einordnung lesen Sie auf den Seiten der FNB Gas.

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