Important news

• Wechsel im Vorstand der AGGM Austrian Gas Grid Management AG

• Erneuerbaren Ausbau Gesetz (EAG) im Nationalrat beschlossen

• Marktgebietszusammenlegung Deutschland – Auswirkungen auf die Abwicklung der Belieferung der Marktgebiete Tirol und Vorarlberg

Good to know

• Novelle zur Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 der E-Control in Begutachtung

• Save the date - Austrian Gas Infrastructure Day am 8. November 2021

• Competence Center Training

AGGM im Dialog

• Markus Mitteregger, Vorstand der RAG Austria AG, im Gespräch zur künftigen Rolle von Wasserstoff und zum Projekt „H2EU+Store“

---

Important news

 

Wechsel im Vorstand der AGGM Austrian Gas Grid Management AG

Mit 1. Juni 2021 trat Michael Woltran die Nachfolge von Edwin Kaufmann als Vorstandsmitglied der AGGM Austrian Gas Grid Management AG an und wird künftig das Unternehmen gemeinsam mit Bernhard Painz leiten. Hier geht’s zur Presseaussendung.

Erneuerbaren Ausbau Gesetz (EAG) im Nationalrat beschlossen

Nun ist das EAG doch noch vor der Sommerpause des Nationalrats beschlossen worden. Für die Erzeugung von erneuerbarem Strom sind das durchaus gute Nachrichten, vorausgesetzt, die beihilfenrechtliche Genehmigung aus Brüssel lässt nicht allzu lange auf sich warten, damit der beschleunigte und für das Erreichen der Klimaziele dringend notwendige Ausbau von Wind und Photovoltaik in Österreich in die Gänge kommen kann.

 

Auch für erneuerbare Gase hält das EAG einiges bereit, so sind unter anderem Investitionsförderungen für Biogasanlagen vorgesehen, wobei das Fördervolumen im Vergleich zur Regierungsvorlage noch gekürzt wurde, der Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz wird deutlich erleichtert. So sehr diese Maßnahmen auch zu begrüßen sind, ist doch sehr fraglich, ob mit diesen Maßnahmen die Integration erneuerbarer Gase wie Biomethan und Wasserstoff in das Energiesystem gelingen kann.

Die Zurückhaltung der Politik, stärkere Anreize für die Produktion von erneuerbaren Gasen wie Biomethan und Wasserstoff zu schaffen, ist insbesondere auch vor dem Hintergrund, dass selbst die vom Bundesministerium für Klimaschutz in Auftrag gegebene Studie Erneuerbares Gas in Österreich 2040 von einem jährlichen Gasbedarf von 89 bis 139 TWh ausgeht, nicht nachvollziehbar. Diese Berechnungen zeigen, dass auch oder gerade ein dekarbonisiertes und stark elektrifiziertes Energiesystem gasförmige Energieträger braucht.

 

Für die erfolgreiche Energiewende ist es daher erforderlich, die Rahmenbedingungen für alle Energieträger, die einen Beitrag zur vollständigen Dekarbonisierung des Energiesystems leisten können, so zu setzen, dass die vorhandenen Potentiale volkswirtschaftlich sinnvoll genutzt werden. Die Grundlagen dafür, dass der künftige Gasbedarf so weit wie möglich durch die Nutzung regionaler Potentiale für Biomethan und Wasserstoff gedeckt werden kann, müssen in einem nächsten Schritt folgen, um dem Ziel der Klimaneutralität rasch näher zu kommen.

Marktgebietszusammenlegung Deutschland – Auswirkungen auf die Abwicklung der Belieferung der Marktgebiete Tirol und Vorarlberg

Am 1. Oktober 2021 werden die beiden deutschen Marktgebiete Net Connect Germany (NCG) und Gaspool zu einem gemeinsamen Marktgebiet Trading Hub Europe (THE) zusammengelegt. Dabei werden für alle Bilanzkreise (BK) neue Bilanzkreis-Codes („THE…“) vergeben, die ab 1.10.2021 in der Marktkommunikation in Deutschland zu verwenden sind. Diese Umstellung muss ab dem 1.10.2021 auch für die Abwicklung der Versorgung der Marktgebiete Tirol und Vorarlberg nachvollzogen werden:

Bilanzgruppenverantwortliche (BGV) in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg haben bei der BGV-Registrierung einen korrespondierenden BK im vorgelagerten deutschen Marktgebiet bekanntzugeben, der für die Übergabe der für Tirol und Vorarlberg bestimmten Gasmengen am deutschen virtuellen Handelspunkt (VHP) zu verwenden ist. Ab 1.10.2021 hat diese Mengenübertragung am VHP THE unter Verwendung der THE-Bilanzkreis-Codes zu erfolgen.

Der Bilanzgruppenkoordinator A&B hat – als für die BGV-Registrierung in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg zuständige Stelle – bereits alle registrierten BGV kontaktiert und um Bekanntgabe des neuen korrespondierenden THE-Bilanzkreis-Codes zu jeder Bilanzgruppe für die Verwendung ab 1.10.2021 ersucht. Der BK der A&B, der die Gegenposition der Mengenübertragung am VHP darstellt und von AGGM nominiert wird, wird im Marktgebiet THE die Kennung THE0BFH006220000 aufweisen.

Die Einrichtung der THE-Bilanzkreis-Codes für das Fahrplan- und Nominierungsmanagement ab 1.10.2021 wird zeitgerecht durch Gas Connect Austria als Dispatching-Dienstleister der AGGM gemeinsam mit den BGV erfolgen.

---

Good to know

 

Novelle zur Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 der E-Control in Begutachtung

Ursprünglich sollte die Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 (GMMO-VO 2020) am 1.10.2021 in Kraft treten. Mit dem vorliegenden Entwurf der E-Control zur Novellierung der GMMO-VO 2020 wird das Inkrafttreten des neuen Bilanzierungsmodells um ein Jahr auf den 1. Oktober 2022 verschoben. Analog dazu wird auch das Inkrafttreten der Bestimmungen zur Kundenabrechnung mit Ist-Brennwerten um ein Jahr auf den 1. Jänner 2024 verschoben. Darüber hinaus enthält die Novelle diverse Anpassungen und Konkretisierungen, insbesondere betreffend die erforderlichen Informationsflüsse. Den Begutachtungsentwurf finden Sie hier. Stellungnahmen dazu können bis zum 12. August 2021 an die E-Mail-Adresse marktregeln@e-control.at gerichtet werden.

Save the date - Austrian Gas Infrastructure Day am 8. November 2021

Der diesjährige Austrian Gas Infrastructure Day (AGID) findet am 8. November 2021 in Wien statt. Bei der Veranstaltung werden die Konsultationsversionen der Gas Netzausbaupläne in Österreich, die Langfristige Planung 2021 für die Ebene 1 Verteilerleitungen und der Koordinierte Netzentwicklungsplan 2021 für die Fernleitungen, vorgestellt.

Gastvorträge zu aktuellen Themen und ein get-together runden die Veranstaltung ab. Das Programm wird auf der AGGM Website veröffentlicht werden. Merken Sie sich den Termin bereits jetzt im Kalender vor – die kostenlose Anmeldung öffnet in Kürze!

---

AGGM im Dialog

 

Markus Mitteregger, Vorstand der RAG Austria AG, im Gespräch zur künftigen Rolle von Wasserstoff und zum Projekt „H2EU+Store“

Wasserstoff als sauberer Energieträger der Zukunft gilt als Schlüsselelement der Energiewende. Um die für Europa erforderlichen Kapazitäten und die dafür benötige Transport- und Speicherinfrastruktur aufzubauen hat RAG Austria AG daher gemeinsam mit seinen Partnern Bayerngas GmbH, bayernets GmbH, Eco-Optima LLC und Open Grid Europe GmbH das Projekt „H2EU+Store“ ins Leben gerufen. Dieses Projekt hat das Ziel grünen Wasserstoff aus Sonnen- und Windenergie in der Ukraine zu produzieren, diesen im bestehenden Gasnetz zu transportieren und in den RAG Energiespeichern in Österreich für eine sichere und kontinuierliche Versorgung zu speichern. 

 

Sehr geehrter Herr Mitteregger, aus welchen Gründen haben Sie sich für die Westukraine als Produktionsgebiet für grünen Wasserstoff entschieden? 

Ganz realistisch gesprochen: Auch in Zukunft werden weder Deutschland noch Österreich ihre Klimaziele mit Eigenproduktion an erneuerbarer Energie decken können. Daher werden beide Länder weiterhin auf Energieimporte angewiesen sein.

Die nahegelegene Ukraine ist für eine großvolumige Wasserstoffproduktion aufgrund ihrer geografischen Lage geradezu prädestiniert: Die Landflächen, sowie das Sonnen-, Wind- und Biogaspotential sind enorm. Und: Der produzierte grüne Wasserstoff kann mit der bereits vorhandenen Gastransitinfrastruktur nach Mitteleuropa transportiert werden. Daher haben wir gemeinsam mit namhaften Partnern aus Deutschland, Österreich und der Ukraine das Projekt „H2EU+Store“ initiiert. Wasserstoff wird künftig aus Sonne und Wind in der nahegelegenen Ukraine produziert und in den RAG-Speichern für den saisonalen Bedarf gespeichert.

Auch die Wasserstoffstrategie der Europäischen Kommission setzt auf das Potenzial der Ukraine und sieht sie als einen der wichtigsten Partner der EU für den Wasserstoffhochlauf.

Wie groß die Kapazitäten der Ukraine sind, unterstreichen die Zahlen, die der Präsident des ukrainischen Wasserstoffrates („Ukrainian Hydrogen Council“) und Berater für Wasserstoffwirtschaft beim ukrainischen Außenminister, Oleksandr Riepkin, nennt. In den nächsten Jahren und Jahrzehnten plant die Ukraine sehr große Wasserstoffproduktionskapazitäten (> 1.000 TWh) aufzubauen, um damit einen wesentlichen Anteil am europäischen Gesamtbedarf zu decken. Darüber hinaus schafft das Projekt regionale und überregionale Wertschöpfung und einen großen Technologiegewinn für die Ukraine.

 

In Ihrer Presseaussendung vom 5. Mai 2021 ist die Rede von signifikanten Dimensionen von grünem Wasserstoff aus der Westukraine, dessen Hochlauf in einem Stufenplan bis 2050 geplant ist. Wann können wir mit ersten Wasserstoffanlieferungen im Gashub Baumgarten ausgehen? Von welchen Faktoren hängt der Zeitplan ab und welche Leitungskapazitäten sind dann von den österreichischen Gasnetzbetreibern für den Wasserstofftransport zu den RAG Energiespeichern in Oberösterreich und Salzburg in der Endausbaustufe 2050 erforderlich? 

Erste Wasserstoffmengen könnten bereits ab 2025 in der Ukraine produziert und dann beigemischt in den bestehenden Gasleitungen nach Mitteleuropa transportiert werden. Dafür sind noch weitere Überprüfungen der Gasleitungsinfrastruktur sowie der Untertagespeicher erforderlich. Grundlage dafür sind jedoch verlässliche Rahmenbedingungen. Es sind dabei alle Partner im H2EU+Store-Konsortium gefordert. Für einen H2-Hochlauf werden auch alternative Transportmöglichkeiten evaluiert, um so schnell wie möglich starten zu können.

Grundsätzlich ist unser Projekt als Stufenplan angelegt und zeitlich abgestimmt auf den Aufbau der ukrainischen H2-Erzeugungskapazitäten sowie auf die Umstellung der Transportinfrastruktur und der Speicheranlagen. Zunächst werden in der ersten Phase bis 2030 die Voraussetzungen für Produktion, Transport und Speicherung von etwa 2,5 TWh Wasserstoff pro Jahr geschaffen. In den zwei folgenden Phasen ist eine schrittweise Anhebung auf 40 TWh bis 2040 und auf 80 TWh Wasserstoff pro Jahr bis 2050 geplant.

Sie sehen, wir sind also startklar und wissen nicht nur, wohin wir wollen, sondern auch, wie wir dieses Ziel erreichen. Was uns aber noch fehlt, sind verlässliche Rahmenbedingungen. Entscheidend für den Aufbau einer funktionierenden Wasserstoffwirtschaft und den Wasserstoffhochlauf ist ein europäischer Rechtsrahmen, der die Anerkennung, Zertifizierung, Kennzeichnung und Handelbarkeit von (auch importiertem) Wasserstoff festlegt.

 

Energie muss in Zukunft klimaneutral, aber auch leistbar bleiben, um den Wirtschaftsstandort Österreichs zu sichern sowie die Bedarfe der heimischen Haushalte, Gewerbe und für die Mobilität kosteneffizient zu decken. Mit welchen Kosten rechnen Sie jeweils für die Produktion, den Transport und die Speicherung von grünem Wasserstoff aus der Westukraine? Welche Annahmen legen Sie bei dieser Abschätzung zu Grunde? 

Die großen Herausforderungen beim Wasserstoffhochlauf sind Leistbarkeit und Lieferqualität. Es muss geklärt werden, ob Wasserstoff gleichmäßig versorgungssicher, nach Kundenbedarf oder in Abhängigkeit von der Verfügbarkeit des Wind- und Sonnenstroms geliefert werden soll.

Wir sind überzeugt, dass Wasserstoff versorgungssicher, kostengünstig und kontinuierlich zur Verfügung stehen muss. Nur dann kann langfristig herkömmliche Kohle, Öl und Gas in der energieintensiven Industrie durch Wasserstoff ersetzt werden.

Um den angestrebten Wasserstoff-Hochlauf zu erreichen, braucht es jedenfalls Investitionsanreize und Investitionssicherheit. Hier zeigt Deutschland mit dem Förderprogramm „H2Global“ vor, wie es gehen kann. Der entscheidende Faktor Preis wird aber natürlich auch stark von der zeitlichen und örtlichen Distanz zwischen Produktion und Verbraucher bestimmt. Wieder ein Punkt, der für unser unmittelbares EU-Nachbarland Ukraine spricht.

Derzeit ist erneuerbarer, grüner Wasserstoff aber einfach noch zu teuer, um im Wettbewerb bestehen zu können. Daher plädieren wir für Technologieoffenheit, damit in absehbarer Zeit in ausreichendem Maßstab und zu darstellbaren Preisen klimaneutraler Wasserstoff gewonnen werden kann. Wir setzen derzeit vor allem auch auf die Methan-Elektrolyse.

 

Die RAG Speicher im Raum Oberösterreich können aktuell auf ein Arbeitsgasvolumen von 6,4 Mrd. m³ zurückgreifen. Wie wird sich dieses Volumen in Zukunft in Richtung Wasserstoff verändern? Wie aufwendig ist die Umstellung eines Gasspeichers von Methan auf einen reinen Wasserstoffspeicher und in welchem Zeitraum kann dies erfolgen? 

Wir verfolgen hier zwei Ansätze: Beimischung und 100%ige Wasserstoffspeicher. Aktuell prüfen wir, wie wir unsere bestehende Speicherinfrastruktur adaptieren müssen, damit wir graduell steigend Wasserstoff in unsere Erdgasspeicher beimischen können. Die Zukunft gehört aber klar dem reinen Wasserstoffspeicher. Dass das funktioniert, konnten wir bereits zeigen. Unsere Forschungsprojekte „Underground Sun Storage“ und „Underground Sun Conversion“ haben den Nachweis erbracht, dass ein Wasserstoffanteil von bis zu 20% in Erdgaslagerstätten gut verträglich gespeichert werden kann. Jetzt setzten wir mit dem Projekt „Underground Sun Storage 2030“ den nächsten Schritt mit einem Wasserstoffanteil von bis zu 100%.

---

Competence Center Training 

Die voraussichtlich ab 1.10.2022 gültigen neuen Regelungen der Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 werden ab sofort in unserem Competence Center Training mit aufgenommen.

 

Wir bieten das Competence Center Training in 4 Formaten an

1. AGGM Competence Center Training

2. AGGM Competence Center Training - Online

3. AGGM Competence Center Training in Kooperation mit CEGH 

4. AGGM Competence Center Inhouse Training in Ihrem Unternehmen

 

Alle Termine und weiteren Informationen finden Sie hier.

 

Falls Sie sich von diesem Service abmelden wollen, wenden Sie sich bitte an AGGM Austrian Gas Grid Management AG.UNSUBSCRIBE logo
© 2021 AGGM Austrian Gas Grid Management AG - Impressum