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Wasserstoff –
der Energieträger der Zukunft
Block I: Blick auf das große Ganze: Ausbauziele und
Akteure/National und International
15. Januar 2021
“WASSERSTOFF-HYPE”
DES JAHRES 2020
Milliardenschwere
Finanzierungszusagen der EU-
Staaten
Strom aus EE zur Erreichung
der ambitionierten
Klimaschutzziele nicht
ausreichend
Grüne Moleküle müssen her
2
VORTEILE/POTENTIAL
VON WASSERSTOFF
Kohlenstofffreier Keine CO2-Emissionen bei der Verbrennung
Energieträger
CO2–Minderungspotential in den Verbrauchssektoren
Sektorkopplung Industrie, Wärme und Verkehr
Rohstoff in industriellen Raffinerien, Ammoniak, Stahl, Zement
Prozessen Elektrolyse (grüner Wasserstoff)
Erzeugung aus Speicherbarkeit von EE-Strom
erneuerbaren Energien Nutzung des vorhandenen Gasnetzes/ Wasserstoffnetze
Vielfältige Speicher- und
Transportmöglichkeiten
3
ZAHLREICHE FRAGEN RECHTLICH
Markthochlauf/ Farbenlehre
EE-Ausbaumengen
Import
Industriepolitisch Transport/ Wasserstoffnetze
______________________ ________________________________________________
Genehmigungs-/Regulierungsrahmen für Elektrolyseure
und (Wasserstoff)Netze
Rechtlich
Regulierung der Nutzung des vorhandenen Netzes
Zertifizierung von Wasserstoff
Einsatz in den Verbrauchssektoren
4
RECHTLICH
POLITISCHER RAHMEN
Wasserstoff wettbewerbsfähig machen
Heimatmarkt für Wasserstoff entwickeln
Nationale
Wasserstoffstrategie der Wasserstoff als alternativen Energieträger etablieren
Bundesregierung vom Wasserstoff als Grundstoff für die Industrie nachhaltig machen
10. Juni 2020 Transport und Verteilinfrastruktur weiterentwickeln
______________________ ________________________________________________
EU-weiter Ausbau von Elektrolyseuren mit einer
Gesamtleistung von 40 GW bis 2030
Europäische
Wasserstoffstrategie der Schaffung Rechtssicherheit für Investoren
Europäischen Erleichterung des Einsatzes von Wasserstoff
Kommission vom 8. Juli Förderung der Infrastruktur und Logistik
2020 Förderung von Investitionen
5
ORDNUNGSRAHMEN RECHTLICH
Genehmigungsrahmen Elektrolyseure
Förderung Elektrolyseanlagen/ Beihilferecht
Steuern/Abgaben auf grünen H2
Produktion/ Import
Unbundlingvorgaben
________________________ Zertifizierung von Wasserstoff(importen)
Transport/ Verteilung EEG Ausbauziele erhöhen oder alternative Anreizprogramme
(contracts for difference etc?)
________________________
Anpassungsbedarf bei Regelungen im EnWG zu Wasserstoff
Speicherung Ausbau vorhandener/ Neubau von Netzinfrastruktur
________________________ (Genehmigungsrecht)
Beimischung von Wasserstoff/ Quoten
Verbrauch
Anreizsetzung zur Nutzung von Wasserstoff in den
Verbrauchssektoren (carbon contracts for difference)
6
WAS HAT SICH GETAN?
RECHTLICH
Beimischung
Bestandsaufnahme der BNetzA Bedarf und Umfang einer Regulierung für reine Wasserstoffnetze
zur Regulierung von Überprüfung des Rechtsrahmens zu Netzanschluss, Netzzugang, Netzausbau
Wasserstoffnetzen (Juli 2020) Mögliche Finanzierung von Wasserstoffnetzen
____________________________ ____________________________________________________________
BMWi Eckpunkte einer Wasserstoffnetze sollen übergangsweise einer eigenständigen Regulierung
Übergangsregulierung für unterworfen werden
Wasserstoffnetze v. 17.11.2020 "Opt-in-Regelung“
_________________________ ____________________________________________________________________
Entschließungsantrag des
Bundesrates v. 27.11.2020 (BR- … für den umfassenden Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft auf Basis erneuerbarer
Drs. 647/20) Energien mit Kernforderungen an die Bundesregierung
____________________________ ___________________________________________________
WindSeeG, EEG-Novelle Zubau EE, Befreiung von Elektrolyseuren von der EEG-Umlage
7
ZIEL UNSERES
WEBINARS
RECHTLICH
Experten
zusammenbringen Sechs Blöcke in monatlichem Abstand
Kenntnisse vermitteln Themenschwerpunkte
nationale und internationale Strategien
Offene (Rechts)fragen regionale Impulse
diskutieren und Internationaler Rahmen/ Importfragen
adressieren Farbenlehre: grün oder auch blau?
Zertifizierungsfragen
Sektorkopplung
8
BLOCK 1 – DER BLICK
AUF DAS GROßE GANZE
RECHTLICH
Holger Lösch, Stellvertetender Hauptgeschäftsführer des
BDI
Samir Khayat, Geschäftsführer In4Climate.NRW GmbH
Markus Becker, Head of Governmental Affairs and Policy
General Electric Deutschland
Ulrich Ronnacker, Bereichsleiter Recht und Regulierung
Open Grid Europe GmbH
Eva Hennig, Leiterin Energiepolitik Thüga AG
Gerrit Arnd Riemer, Leiter Governmental Affairs
thyssenkrupp Steel Europe AG
9
Vielen Dank !
Jana Michaelis, LL.M.
Rechtsanwältin und Geschäftsführerin
Rosin Büdenbender Rechtsanwaltsgesellschaft
mbH
Semperstraße 33
45138 Essen
T 0201 102 281- 20
F 0201 102 281-99
E jana.michaelis@rosin-buedender.comIN4climate.NRW:
Wasserstoff in der Industrie
Samir Khayat |Geschäftsführer IN4climate.NRW
Webinar Wasserstoff Rosin Buedenbender Block I
15. Januar 2021
www.in4climate.nrwWAS MACHT IN4CLIMATE.NRW?
IN4climate.NRW - Klimaneutrale Industrie
Joint-Venture von Industrie, Wissenschaft und
Landesregierung
15.01.2021 2WAS IST IN4CLIMATE.NRW?
F&E
Think ÖA
Tank
Strategien
Fördermittel Narrative für
& Vernetzung
-akquise die Zukunft
Lösungen
15.01.2021 3PARTNER
4
15.01.2021WIE ARBEITET IN4CLIMATE.NRW? Aktuelle Arbeitsgruppen*: ▪ Wasserstoff ▪ Circular Economy ▪ Politische Rahmenbedingungen ▪ Narrative ▪ Kohlenstoffdioxidwirtschaft ▪ Wärme Ergebnisse: Diskussions- und Positionspapiere, Analysen und Szenarien, Projekte, Narrative, aufbereitete Informationen uvm. 15.01.2021 5
LEITTHESEN, BEDINGUNGEN UND CHANCEN FÜR DIE INDUSTRIE*:
Leithesen: Upstream: sichere, preiswerte Energie und Rohstoffe
• Maßgebliche Investitionen in konventionelle Technologien
werden in Deutschland nicht mehr erfolgen, da das Risiko Midstream: Förderung von Investitionen in neue
steigender Preise für THG zu hoch ist (stranded assets). Produktionsverfahren (CAPEX/OPEX)
• Investitionen in klimaneutrale Technologien erfolgen derzeit
ebenfalls nicht, da dafür die langfristigen Rahmenbedingungen
Downstream: sichere Absatzmärkte und Ordnungsrecht
noch zu unsicher sind,
• Die Folgen zu späten Handelns wären auch ein Aufbrechen der Chancen:
integrierten Wertschöpfungsketten.
• Langfristige Technologieführerschaft in Maschinebau
• Klimaneutrale Technologien sind kurz vor der Marktreife oder und Verfahrenstechnik
können in wenigen Jahren dazu gebracht werden. • Dauerhafte Stabilisierung der Produktionsstandorte
• Die zusätzlichen Kosten klimaneutraler Technologien können und Arbeitsplätze
wegen des scharfen internationalen Wettbewerbes nicht an • Umfassende Kostensenkungen und nachhaltige
die Kunden weitergegeben werden. Geschäftsmodelle fördern globalen Klimaschutz
* Quelle: AGORA Energiewende – Klimaneutrale Industrie
15.01.2021 6WASSERSTOFF IM FOKUS
▪ Allrounder für eine klimaneutrale Industrie
• Energieträger zur Erzeugung
von Strom und Wärme
• Energiespeicher
• Grundstoff für die Chemie
• Reduktionsmittel für die Stahlproduktion
▪ Große Mengen für eine wasserstoffbasierte
Industrietransformation nötig (Importe
erforderlich), Infrastrukturbedarf
▪ Problem: Kein Geschäftsmodell
▪ In der Startphase ambitionierte finanzielle und
regulatorische Unterstützung erforderlich
15.01.2021 7NRW, NIEDERLANDE UND BELGIEN ALS WASSERSTOFFZENTRUM EUROPAS
Starke Partnerschaften zwischen NRW,
Niederlanden und Belgien bilden das Rückgrat der
zukünftigen europäischen Wasserstoffwirtschaft
▪ Vernetzung der Verbrauchsschwerpunkte in
NRW mit Erzeugungs- und Importhubs in
Rotterdam und Antwerpen
• Innovative Großprojekte in und zwischen den
Häfen: H2-Backbone, H-Vision, RH2INE, HyPort,
HyTruck, HY3, …
▪ Weitere Importstrategien:
• Spanien (Projekte HyDeal, Green Spider)
• Portugal (Aufbau H2-Cluster in Sines)
• Schottland (Hydrogen Policy Statement)
• Ukraine
• Südosteuropa (Projekt Blue Danube)
• Nordafrika (u.a. Marokko)
Grafik: Europa auf dem Weg in die Wasserstoffwirtschaft
15.01.2021 8H2-MARKTHOCHLAUF
2020 2030 2050
Große H2- Aufbau einer
Verbraucher großskaligen Weitere große Erweiterung der
(Raffinerien, H2-Produktion & H2-Verbraucher: Bau von H2- Wasserstoff-
Chemiesektor) Speicher-
-Infrastruktur Stahlindustrie nutzung (z.B.
ersetzen sukzessive
grauen H2 durch beginnt (DRI) & anlagen und - Prozesswärme-
grünen (u.a. Umrüstung Energiesektor Pipelines erzeugung)
→ Anschub durch von L-Gas- und -verteilung
blauen H2 pipelines)
Kontinuierlicher Auf- und Ausbau der Wertschöpfung durch lokale H2-Technologieanbieter (NRWs Vorreiterposition)
Kontinuierlich ansteigender Wasserstoffbedarf in NRW…
Quelle: NRW-Roadmap, 2020
243 TWh/a
16,5 TWh/a
15.01.2021 9NRW WASSERSTOFF ROADMAP (MWIDE)
Zielmarken 2025 Industrie:
▪ Erste großtechnische DRI zur Erzeugung von Stahl auf Basis von H2
▪ Power-to-Liquid Demonstrationsanlage für synthetische Kraft- und Rohstoffe
▪ Erste großindustrielle Anlagen zur klimaneutralen Ammoniak- und Methanolsynthese
▪ Test- und Pilotanlage zur pyrolitischen Herstellung von H2
Zielmarken 2030 Industrie:
▪ Pilotanlage zur vollständigen Substitution von Erdgas durch H2 zur Wärmeerzeugung in
der Glasproduktion
▪ Einsatz synthetischer Brennstoffe und CCU in der Fliesen- und Ziegelindustrie im
industriellen Maßstab
▪ Demonstrationsprojekt für einen mit H2 gefeuerten Drehohfen in der Gießereitechnik
▪ Entwicklung und Prüfung von Verfahren zum Einsatz von H2 in der Zementindustrie
▪ Umsetzung der Projekte aus „Aufbruch in die Zukunft“ von unternehmer nrw
▪ Ausbau der wasserstoffbasierten Stahlherstellung
15.01.2021 10VORAUSSETZUNGEN FÜR EINE WASSERSTOFFWIRTSCHAFT AUS SICHT DER INDUSTRIE Diskussionspapier der Wasserstoff AG (10/2019): ▪ schrittweise Aufbau einer Transport-, Speicher- und Erzeugungsinfrastruktur ▪ Förderliche Rahmenbedingungen für zusätzliche EE-Stromerzeugungs- kapazitäten ▪ Entwicklung von handelbaren Herkunftsnachweisen (grün, blau, etc.) ▪ Anpassung des Steuer- und Abgabensystems im Strombereich, zum Zwecke der Sektorenkopplung ▪ Anreize für die Erzeugung und Nutzung CO2-frei erzeugten Wasserstoffs → Technologien brauchen Anschubförderung ▪ zügige Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) ▪ konsequente Berücksichtigung von H2 in relevanten gesetzlichen Regelungen 15.01.2021 11
FORDERUNGEN AN DEN GESETZGEBER
»DIE NÄCHSTEN ZEHN JAHRE SIND ENTSCHEIDEND«
OPEX-Finanzierungsmechanismen
Planungssicherheit
Versorgungssicherheit
15.01.2021 12VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT!
Samir Khayat | Geschäftsführer IN4climate.NRW
Tel: +49.209.408599-20
Mobil: +49.159.04168844
samir.khayat@in4climate.nrwWasserstoff– der Energieträger der Zukunft WEBINAR RosinBüdenbender
© 2021 , General Electric Company.
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limitation, in the creation, manufacture, development, or derivation of any repairs, modifications, spare parts, or configuration changes or to
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forth on each page of this document shall appear in any such reproduction in whole or in part. The information contained in this document
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herein are provided for information purposes only and are subject to change without notice. NO REPRESENTATION ORWARRANTYIS MADE
ORIMPLIED AS TO ITS COMPLETENESS, ACCURACY, ORFITNESS FORANYPARTICULARPURPOSE.
2
© 2020 General Electric Company. All rights reserved.GE is uniquely positioned through its scale, breadth,
and technological depthto play a key role in the energy
transformation to address climate change.
ONSHORE OFFSHORE SMALL MODULAR GAS FIRED DIGITAL STORAGE GRID
HYDRO
WIND WIND REACTOR POWER SERVICES & HYBRIDS SOLUTIONS
3
© 2020 General Electric Company. All rights reserved.The world today …less than ¼ of carbon budget remains
Global CO2 emissions Global electricity generation
(33.7 gigatons)
27k 770 M 13.7
Transportation TWh people gigatons
Power 25 % of electricity w/out power
CO2
Generation
41 %
Industry
26 %
Buildings
9% Decarbonization* of the power sector and
electrification of energy -use sectors will have the most
substantial impact on global carbon emissions
*Decarbonization in this paper is intended to mean the reduction of carbon emissions on a kilogram per megawatt hour basis | Source: IEA WEO 2020 4
2020General
© 2020 GeneralElectric
Electric Company.
Company. All rights
All rights reserved.
reserved.2019 CO2 emissions
Electricity generation & CO2 by fuel source
Fuel Gen % YOY CO2 Gt CO2 Intensity Trends Power Transport
TWh TWh kg/MWh
Industry
36.6% -1.4% 9.8 850 Coal decline underway
Coal 9,843 -281 (73%) Super critical
23.5% +0.5% 3.2 330 Gas generation still robust
Gas 6,331 +185 (24%) H-Class
16.4% +0.1% - Stable, slow growth maintaining share
Hydro 4,408 +70 0
10.3% +0.1% - Breakthrough required to drive growth
Nuclear 2,778 +69 0
5.2% +0.5% - $85B/yr investment share by 0.5%/yr
Wind 1,398 +136 0
2.8% +0.6% $125B/yr investment share by 0.6%/yr
Solar 747 +155 - 0
2.6% -0.3% 0.5 Phasing out
Oil 691 -83 (3%) 856
2.6%How do we get to zero carbon energy by 2050?
* BNEF Forecast
2019 2030 2050
Fuel TWh TWh TWh Key factors
% gen % gen % gen
Coal 9,843 6,350 - Forced to zero by 2050
36.6% 18.6% 0%
Gas 6,331 4,085 - Forced to zero by 2050
23.5% 12.0% 0%
Hydro 4,408 4,925* 5,206* Slow growth … losing share
16.4% 14.4% 12.3%
Nuclear 2,778 3,346* 2,786* Losing ground as aging plants retire
10.3% 9.8% 6.6%
Wind 1,398 5,224* 10,939* 125 GW/yr avg, $125B/yr, 2x current rate
5.2% 15.3% 25.8%
Solar 747 3,145* 9,467* 237 GW/yr avg, $225B/yr, 2x current rate
2.8% 9.2% 22.3%
Oil 691 446 - Forced to zero by 2050
2.6% 1.3% 0%
Other 709 900* 776* Limited growth forecasted
2.6% 2.7% 1.8%
Gap - 5,711 13,238 Calculated gap between above fuels & total gen
0% 16.7% 31.2%
Total 26,905 34,132* 42,412* Slowing growth … 1.5% CAGR vs. 2.9% last
CAGR
100% 100% 100% 10-yr
Not enough zero carbon energy to meet future electricity demand
© 2020 General Electric Company. All rights reserved. 6
GE proprietary & confidentialPathways to decarbonization* need technology advancements
Near Midterm Far
+ - H2
+ + & +
Lowest cost renewables Hybrids with increased Low-cost Hybrid Dedicated wind
capacity factors plants for H 2
+ +
Fastest growing renewables Dispatchable - 4 hrs “Off -Grid” networks
4 hrs. Storage 99% Off Grid
+- H2 H2
+ + + -
&
Dispatchable clean energy Incorporate safer fuels Leverage IB for H2 Small modular
… retrofit for dedicated H 2 reactor
NG & H2 + Carbon
+ capture & H2 +
H2 w/ natural Gas supply … Decreasing 100% H2 … requires H2
Industry leading gas turbine efficiency Up to 20% volume emissions by ~90% infrastructure
… 1/3 emissions of coal
*Decarbonization as used herein is intended to mean the reduction of carbon emissions on a kilogram per megawatt hour basis .
Source: GRC 7
© 2020 General Electric Company. All rights reserved.Coal-to -gas switching represents a fast and effective win for
emissions reduction with pathway to near-zero
CAPABLE TODAY
Carbon Emissions (g/kWh)
RETROFITTABLE IN THE FUTURE
Hydrogen and
45%
Carbon Capture
~1000 & Sequestration
60%
69% are viable
pathways to low
or zero carbon
97%
COAL GAS 100%
Global Global HA HA HA Combined HA
Average Average Combined Combined Cycle Cycle w/ 90% w/ 100% H 2
Cycle w/ 50% H 2 Carbon Capture
8
© 2020 General Electric Company. All rights reserved.© 2020, General Electric Company. All rights reserved.
Climate change is an urgent global priority…
calls for a decade of action
Gas has a meaningful
Need to grow Policy framework GE & customers
role to play …
Renewables as fast as necessary… uniquely positioned to
to support
world can afford … to incentivize lower lead energy
decarbonization at scale
reshaping infrastructure carbon intensity and transformation through
today, and with pathway
built over 100 years value flexibility and scale, breadth &
to low to zero-carbon
takes time dependable capacity technology depth
tomorrow
The power industry has a responsibility, and the technical capability to take significant steps to
quickly reduce greenhouse gas emissions and help address climate change at scale
10
© 2020 General Electric Company. All rights reserved.Rosin Büdenbender H2-Webinar 15. Januar 2021 Block 1: Blick auf das große Ganze: Ausbauziele und Akteure - national und international Ulrich Ronnacker, Open Grid Europe Head of Legal and Regulatory Affairs
Gliederung
▪ I. Wasserstoffspeicherung - Herausforderung Wärmemarkt
▪ II. Netzentwicklungsplanung Gas 2020 - 2030
▪ III. Das Eckpunktepapier des BMWi vom 17.11.2020
Seite 2
2Saisonalität und Versorgungssicherheit machen
Speicherung und Import erforderlich
Kernaussagen
Endenergieverbrauch DE 2018
EE-Stromerzeugung DE 2019 — Der Endenergiebedarf (gesamt) ist stark
EE-Stromerzeugung EU 2018 witterungsabhängig und liegt zwischen 150 und
mögliche Stromimporte 280 TWh/Monat
300
dena TM95 (2050)
— Die deutsche EE-Stromerzeugung ist um ein
Saisonalität (2050)
250 Vielfaches kleiner als der Endenergieverbrauch
Energie in TWh
(rd. 20 TWh/Monat)
200
— Die gesamte EE-Stromerzeugung der EU lag
2018 bei ca. 1.000 TWh/a bzw. 83 TWh/Monat
150
— Importe und Speicher für klimaneutrale Gase
100 sind Grundvoraussetzung im Wärmemarkt
aufgrund der hohen Saisonalität
50
0
Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez
Quellen: AG Energiebilanzen e.V. (Endenergieverbrauch) BDEW - Botschaften für die Energiewende im
Wärmemarkt (witterungsabhängiger Anteil 714 TWh); BDEW – mtl. Bruttostromerzeugung aus EE (EE
Stromerzeugung DE); Eurostat Electricity and heat statistics (EE Stromerzeugung EU);
Bundeskartellamt – Marktmachtbericht 2019 (max. Leistung Nettostromimport)
3Wasserstoffspeicherung –
Energiespeicher Salzkaverne
• Kavernenspeicher weisen geringe spezifische
Kosten auf
• Kavernenspeicher haben sehr lange
Lebensdauern von über 30 Jahren
• Salzkavernen weisen wegen der besonderen
physikalischen Eigenschaften eine hohe Stabilität
gegenüber Gasen auf.
• Je nach Bedarf und geologischen Bedingungen
Volumina bis zu 1.000.000 m3
Abb: Optionen der Energiespeicherung im geologischen Untergrund; Quelle: S.
Donadei, G.-S. Schneider, Wasserstoffspeicherung in Salzkavernen; Wasserstoff
und Brennstoffzelle; Hrsg. J. Töpler und J. Lehmann, Springer Verlag
Deutschland 2017
4Salzkavernen als Wasserstoffspeicher
▪ Die Wasserstoffspeicherung in Kavernen wird in Großbritannien seit den 70er-Jahren
und in den USA seit den 80er-Jahren in der petrochemischen Industrie eingesetzt.
▪ Eine reine Wasserstoffkaverne ist in Deutschland noch nicht in Betrieb, jedoch werden
Erdgas und Rohöl in Deutschland in ca. 350 Kavernen gelagert. Die Speicherung von
Wasserstoff in Salzkavernen unterscheidet sich kaum von der Erdgasspeicherung.
▪ Die Wärmewende braucht saisonale Speicher - Pumpspeicherkraftwerke in
Deutschland weisen eine Speicherfähigkeit von ca. 0,04 TWh auf, Erdgasspeicher von
245 TWh (Faktor 6000!).
Übersicht der Speicherkavernen für Wasserstoff*
Teesside (UK) Clemens Dome (US) Moss Bluff (US) Spindletop (US)
Betreiber Sabic Petrochmicals ConocoPhillips Praxair Air Liquide
Anzahl Kavernen 3 1 1 1
Volumen 3 x 70.000 m3 580.000 m3 566.000 m3 580.000 m3
Druckbereich 50 bar 70-135 bar 77 – 134 bar 70 – 135 bar
* Quelle: S. Donadei, G.-S. Schneider, Wasserstoffspeicherung in Salzkavernen; Wasserstoff und Brennstoffzelle; Hrsg. J. Töpler und J. Lehmann,
Springer Verlag Deutschland 2017 und Air Liquide Press Release; https://www.airliquide.com/sites/airliquide.com/files/2017/01/03/usa-air-liquide-
operates-the_world-s-largest-hydrogen-storage-facility.pdf
5
5II. Netzentwicklungsplanung Gas 2020
Übersicht - Basisvariante
Ausbaumaßnahmen bis Ende 2030 Geänderte Anforderungen
▪ Zusätzlicher Kapazitätsbedarf u.a.
▪ LNG-Anlagen & Kraftwerke
▪ Versorgungssicherheit NL
▪ Versorgung von Baden-
Württemberg
▪ L-H-Gas-Umstellung
Modellierungsergebnisse bis Ende 2030
Leitungsbau:
▪ 743 km
Verdichterstationen:
▪ 205 MW
Kosten:
▪ 3,3 Mrd. €
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber, Abb. 34 NEP Gas 2020-2030
6Grüngas-Variante - Hintergrund
▪ Die Umstellung bestehender heutiger Gasinfrastruktur auf Grüne
Gase allgemein und Wasserstoff im Speziellen hat aus Sicht der
Fernleitungsnetzbetreiber unter enger Einbeziehung der Marktteilnehmer
zu erfolgen.
▪ Deshalb führten die Fernleitungsnetzbetreiber eine Marktpartnerabfrage
für Grüngasprojekte vom 21. März 2019 bis zum 12. Juli 2019 im
Rahmen der Erstellung des Szenariorahmens durch.
▪ In der Bestätigung des Szenariorahmens verpflichtet die BNetzA die
Fernleitungsnetzbetreiber, in einer gesonderten Modellierungsvariante
(Grüngasvariante) für die Jahre 2025 und 2030 die geplanten
Grüngasprojekte aus der Marktpartnerabfrage zu berücksichtigen.
Seite 7
7Wasserstoffmodellierung
Regionale Betrachtung
Überblick der Regionen Region Nord
▪ Ein Projekt zur Einspeisung von Grüngas
(HySynGas/ARGE), kein gemeldeter
Bedarf
▪ Wasserstoffinfrastruktur nicht vorhanden,
daher Beimischung/Methanisierung
erforderlich
Region Ost
▪ Aufbau eines lokalen Wasserstoffnetzes
durch Umstellung einer Erdgasleitung
(Projekt Energiepark Bad Lauchstädt)
Region Süd
▪ Für ein Projekt in Ludwigshafen (BASF)
keine Bedarfsdeckung bis 2030 möglich
▪ Ein Projekt in Bayern anonymisiert
Region West
▪ Schwerpunkt der Marktpartnerabfragen
▪ Bildung eines Bilanzraumes erforderlich
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber, Abb. 40 NEP Gas 2020-2030
Zusammenfassung von Projektmeldungen in räumlicher Nähe.
Seite 8
8Modellierungsergebnis 2030
Überblick Wasserstoffnetz 2030, Region West
Ohne GDRM-Anlagen, Armaturenstationen und sonstige Anlagen
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber, Abb. 43 NEP Gas 2020-2030
Seite 9
9Ergebnisse der Grüngasvariante
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber, Tab. 44 NEP Gas 2020-2030
▪ Zusätzliche Investitionen (ohne Anschlussleitungen und ohne ggf.
notwendige Verdichter)
- bis Ende 2025: 294 Mio. Euro und
- bis Ende 2030: 662 Mio. Euro
▪ Umsetzung der Maßnahmen steht unter Vorbehalt der Übertragung der
bestehenden gesetzlichen Regelungen für (Erd-)Gasversorgungnetze auf
Wasserstoffnetze.
Seite 10
10III. Eckpunktepapier des BMWi (17.11.2020)
Bedeutung „Übergangsregulierung“
▪ Geltung für Übergangsphase bis zur Umsetzung von künftigen EU-
Richtlinien (KOM-Legislativvorschlag angekündigt für Ende 2021) –
Umsetzung in D 2024/25
▪ Es soll Investitionssicherheit für das H2-Startnetz geschaffen werden,
auch unter Einbeziehung öffentlicher Förderung
▪ Für den netzseitigen Transport soll H2 technologieneutral definiert
werden, bisherige Biogas-Regelungen werden angepasst
▪ Regelungen zur Beimischung von H2 in Erdgas werden präzisiert, neue
Regelungen für reine H2-Netze stehen daneben
▪ Keine Unterscheidung zwischen Fernleitungs- und Verteilernetzen
Seite 11
11Kostenregulierung und verhandelter Netzzugang (1)
▪ Opt-in-Regelung: Betreibern von Wasserstoffleitungen wird im Grundsatz
freigestellt, ob sie sich der Netzregulierung (Kostenregulierung und
verhandelter Netzzugang) unterwerfen wollen:
– Einmaliges Recht der Betreiber bestehender H2-Netze (wie AL, Linde)
– Einmaliges Recht bei Umstellung bestehender Gasleitungen auf H2
– Gilt auch bei Neubau von H2 Leitungen durch Drittunternehmen
▪ Separate Entgeltbildung für H2-Netze und Senkung der umzulegenden
Netzkosten durch staatliche Zuschüsse
Seite 12
12Kostenregulierung und verhandelter Netzzugang (2)
▪ Jährliche Kostenprüfung des H2-Netzbetreibers in Anlehnung an die
GasNEV mit einem Plan-/Ist-Kostenabgleich, keine Anwendung der
ARegV auf H2-Netze
▪ Keine direkten Vorgaben zur Entgeltsystematik (verhandelter
Netzzugang)
▪ TPA: Pflicht zum diskriminierungsfreien verhandelten Anschluss und
Zugang, möglichst brancheneinheitliche Regelungen
▪ Missbrauchsaufsicht durch BNetzA nach §30 EnWG
Seite 13
13Wegerechte und Genehmigungen
▪ Alle Leitungen
− Neue Definition „Wasserstoffnetz“ als Netz der allgemeinen Versorgung,
somit Anwendbarkeit des Genehmigungsverfahrens nach §§43ff EnWG
− Geltung der Sicherheitsanforderungen für Energieanlagen (§49 EnWG,
GasHDrLtgV)
▪ Umzustellende Leitungen
− Erstreckung von Grunddienstbarkeiten, Wegenutzungsverträgen,
Konzessionsverträgen und öffentlich-rechtlichen Genehmigungen für
Erdgasleitungen auf H2-Leitungen
Seite 14
14Unbundling
▪ Keine Unterscheidung zwischen FNB und VNB
▪ Betriebsnotwendige Speicher sollen ebenfalls Netzregulierung
unterliegen
▪ Klare Trennung zwischen H2-Netzbetrieb einerseits und H2-Erzeugung,
Methanisierung, H2-Speicherung andererseits
▪ Buchhalterische Entflechtung zwischen Erdgas- und H2-Netzen
Seite 15
15Netzentwicklungsplanung
▪ Einführung eines H2-NEP ab 2024 (Szenariorahmen 2023) für alle H2-
Netzbetreiber
▪ Im bestehenden Gas-NEP wird bestätigt, ob und wann bestimmte (Erd-)
Gasleitungen zukünftig für Wasserstofftransporte verfügbar gemacht
werden können
▪ Schaffung einer Transparenzplattform, damit der Markt Informationen
erhält, ab wann und wo diese Leitungen für den Wasserstofftransport zur
Verfügung stehen können
▪ Zwingende Bedarfsprüfung für regulierte H2-Infrastruktur außerhalb des
NEP-Prozesses (Nachweis z.B. durch Verträge)
Aktuell: Definition des deutschen H2 - Startnetzes
Seite 16
16Bewertung des Eckpunktepapiers
Positive Aspekte
▪ Definition von Wasserstoffnetzen als Netze der allgemeinen Versorgung
▪ Erhalt der Dienstbarkeiten, Wegerechten und Betriebsgenehmigungen sowie grundsätzliche
Anwendung des DVGW-Regelwerkes
Schwachpunkte und ungelöste Probleme
▪ Weiterhin unzureichende Investitionssicherheit für Netzbetreiber, da Refinanzierung von
Investitionen über Netzentgelte nicht gesichert ist
▪ Ausgestaltung der angekündigten staatlichen Förderung ist bislang völlig unklar
▪ Gemeinsame Entgeltbildung für Erdgas- und Wasserstoffnetze wird ohne stichhaltige
Begründung abgelehnt
▪ Modell des „verhandelten Netzzugangs“ birgt Verzögerungsrisiko, da Netzzugangsregeln erst
erarbeitet und mit Kunden verhandelt werden müssen
▪ Separater Wasserstoff NEP nicht zielführend – integrierte Netzplanung
17Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
Rosin-Büdenbender H2-Webinar H2 auf der Verteilebene 15. Januar 2021 Eva Hennig
DIE THÜGAGRUPPE IST DAS BUNDESWEIT GRÖSSTE NETZWERK KOMMUNALER
ENERGIE- UND WASSERVERSORGER
Umsatz Gasabsatz Wärmeabsatz
€ 21.5 Mrd. 118.8 Mrd. kWh 10.0 Mrd. kWh
Investments Stromabsatz Wasserabsatz
€ 1.3 Mrd. 57.5 Mrd. kWh 330.8 Mio. m³
Gaskunden Stromkunden
2.0 Mio. 4.4 Mio.
Wasserkunden Wärmekunde
1.0 Mio. 100.000
Gasnetz Stromnetz Wassernetz Mitarbeiter
90.000 km 170.000 km 30.000 km 20.300
Wasserstoffprojekte:
• 2014 erste PEM-Elektrolyse in Deutschland die H2 in das Gasnetz von Frankfurt
• Seit 2018 Einspeisung von H2 in der Verteilnetz von Freiburg
• „Reallabor“ Heide und „Reallabor“ Norddeutschland
• 100 % Wasserstoffnetz und Methanpyrolyse in Planung
• Großes Interesse der Kommunen und Regionen an Projekten mit lokaler Wertschöpfung. ÖPNV und städtische Fahrzeuge rücken in den Fokus.
• “Wasserstoffkompendium” für Materialeinkauf, VNB+Verbände aus DE, A, CH erarbeiten gemeinsam mit den Herstellern Bauteil-KonformitätserklärungenDIE EU WASSERSTOFFSTRATEGIE IST DIE ERSTE GESAMTHEITLICHE IDEE FÜR
EINE WASSERSTOFFWIRTSCHAFT MIT AMBITIONIERTEN KURZRISTIGEN ZIELEN
Bau und Integration von 6 GW Elektrolyseure bis 2024, 40 GW bis 2030
• Konzentration auf erneuerbares H2, aber auch andere Formen von
dekarbonisiertem Gas zur notwendigen Beschleunigung der Dekarbonisierung
• Die Strategie sieht 3 Phasen vor:
– Phase 1: Bau Groß-Elektrolyseure in der Nähe von Clustern, Konzentration
auf Nutzung in Industrie und Mobilität, Planung eines EU-TSO-Backbones,
Installation von CCS für die bestehende grau H2-Produktion.
– Phase 2: Umstellung der Stahlproduktion auf H2, Nutzung von H2 als
Balancinginstrument für das Stromsystem, Hydrogen Valleys mit dezen-
traler Produktion und Nachfrage in verschiedenen Sektoren einschließlich
Gebäude, Beginnende Umstellung des FNB-Netzes und der Speicher.
– Phase 3: Einsatz von grünem H2 in großem Maßstab, massiver Anstieg
der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen, Nutzung von H2 in
verschiedenen Sektoren..
• Die Clean Hydrogen Alliance wurde gegründet, um eine Projektpipeline in den
Bereichen Produktion, Transport, Vertrieb und Anwendungen aufzustellen und
damit H2 von der Produktion bis zum Kunden zu bringen.
• Beimischung von H2 in das Gasnetz kann die Steigerung der H2-Produktion
ermöglichen, gilt aber als komplex und nicht die präferierte Lösung. Reiner H2
wird höherwertig eingestuft, da er andere stoffliche Prozesse dekarbonisiert.
Wärme soll mit erneuerbarem Strom&Fernwärme erzeugt werden.FNB UND VNB BILDEN DAS GASSYSTEM. NUR GEMEINSAME STRATEGIEN IN DEN
STAATEN UND AUF EU LEVEL BRINGEN DEN H2-MARKT UND DAS H2-SYSTEM ZUM LAUFEN.
Mögliche Entwicklungen auf dem FNB Level
FNB Level VNB Level
• Nutzung der bestehenden Infrastruktur im Netz + bei Kunden
• Umstellung von ausgesuchten Leitungen auf 100 % H2, Bau
Produktion von zusätzlichen H2-Leitungen
Biomethan
CH4
• Niedrige H2-Zumischung auch in das CH4-Netz möglich,
LNG Speicher solange empfindliche Kunden keinen Schaden nehmen
PYR/SMR/ATR Power to Gas
• Anbindung von Kunden und VNB an das H2 und CH4 Netz
gemäß ihrem Verbrauchswunsch und speziellen Situation
CCU/CCS Mögliche Entwicklungen auf dem VNB Level
H2 Speicher
heat
• Nutzung der bestehenden Infrastruktur im Netz + bei Kunden
Haushalte/Gewerbe/ • Individuelle Lösungen abhängig von der Situation vor Ort
Power to Gas Öffentl. Einrchtungen
Industrie möglich, da VNB nicht alle untereinander verbunden sind
MET Mobilität
• Ermöglichung von lokaler Einspeisung von Biomethan, H2,
Mischungen, SNG
Power
generation • reine H2-Lieferungen über spezielle Anschlüsse möglich.
Langfristig alle Netze Bioemthan+H2 oder 100 % H2
NKP
Biomethan
Kraftwerke/ • Abtrennung vonH2 mögliche mit z.B. Membranen bei
NKP
KWK empfindlichen Kunden PYR = Pyrolysis ATR=Autothermal Reformer
IP IP
SMR = Steam Reformation MET = Methanisation
CCU = Carbon Capture & Usage IP = Interconnection point
CCS = Carbon Capture & Storage NKP = TSO-DSO connectionH2 Vor Ort DER WEG IN DIE KLIMANEUTRALITÄT VOR ORT - DAS IST UNSER FAHRPLAN: Jedes Netz wird auf die jeweilige Netzstruktur, die Verfügbarkeit von erneuerbaren und dekarbonisierten Gasen und der Entwicklung des H2-Backbones ausgerichtet. 32 VNB und der DVGW haben das Konzept erarbeitet.
DAS REALLABOR „WESTKÜSTE 100“ – POTENTIAL EINES WEGWEISENDEN
PROJEKTES FÜR DIE WASSERSTOFFNUTZUNG IN DEUTSCHLAND
Nachhaltiges Treibstoffe,
Baustoffe und Wärme
• H2 Produktion in der Raffinerie
mit einer 30 MW Elektrolyse als
1. Stufe
• Produktion von “grünem”
Zement mit dem Elektrolyse-
Sauerstoff + CCS
• Beimischung von bis zu 20 %
H2 in das lokale Gasnetz von
Heide mit 215 Kunden
• Grünes Kerosin für den
Flughafen HH
• Hochdruck Transport von
reinem H2
• Nutzung einer Salzkaverne als
Untergrundspeicher
• Timeline bis 2025DIE SUSTAINABLE FINANCE GESETZGEBUNG WIRD DAS INVESTITIONSGESCHEHEN
IN VIELEN SEKTOREN WESENTLICH PRÄGEN
Die Taxonomie enthält sehr detaillierte Vorgaben wann Prozesse und Produkte als nachhaltig gelten
Der Vertrieb von nachhaltigen Produkten im Fernwärme-, Strom- und Gas-
sektor eröffnet neue Chancen in der Differenzierung. Um die 2030 Klimaziele
zu erreichen müssen jetzt die Investitionen angeschoben werden, dafür sind
auch Zuschüsse notwendig. Allerdings werden einige Technologien in der
Taxonomie benachteiligt, das kann zur Verunsicherung bei Investoren führen.
Fernwärme wird positiv bewertet, da sehr schnell viele Gebäude
dekarbonisiert werden können. Die Erzeugung mit erneuerbaren
und dekarbonisierten Gasen wie Biomethan und Wasserstoff
erlaubt ein schnelle Umstellung. Die geplanten CO2-Grenzwerte
sind aber so niedrig, dass KWK-Erweiterung oder Erneuerung
kaum darstellbar wird.
Gasnetze sind für den Transport und die Verteilung von
Wasserstoff unverzichtbar, damit Wasserstoff in allen Sektoren in
die Regionen Europas verwendet werden kann. Die bisherigen
Vorschläge unterstützen werden den Aufbau eines
transeuropäischen Netzwerks noch Unterstützt es die
Beimischung.
Die finale Konsultation lief bis Dezember 2020. In der letzten Phase haben
sich sehr viele Verbände und Unternehmen kritisch geäußert. Der für den
31.12. geplante Abschlusstermin der Gesetzgebung wurde verlängert, in
Summe gab es 46.000 Kommentare.
8DIE ZEIT DER PILOTPROJEKTE IST VORBEI. JETZT MÜSSEN WIR KUNDEN, PRODUK-
TION UND DIE NETZE ZUSAMMENBRINGEN UM ENDLICH IN DIE UMSETZUNG ZU KOMMEN.
Die neuen 2030 Ziele mit mindestens – 55 % Reduktion
können mit Energieeffizienz alleine nicht erreicht werden
• Der Wärmemarkt ist genauso schwer zu dekarbonisieren
wie der Mobilitäts- oder Industriesektor. Mit den neuen
Einen Markt schaffen
Zielen muss der Wärmemarkt 50 % seiner CO2 Emissionen
in den nächsten 9 Jahren einsparen, das geht nur mit
EU Gesetzgebung
Biomethan und Wasserstoff. Organisation
• Es geht nicht um Gas gegen Strom oder Fernwärme,
Green Deal wie z.B.
sondern wie man das maximal machbare in kurzer Zeit und Integration in Gasregulation/-directive
Abgestimmte Umstellstrategie der Netze
Projekte, Massenfertigung, Forschung
Kundeninteresse für H2 Anwendung
so kostengünstig wie möglich erreichen kann, mit allen
Design von H2-Ready Gasgeräten
Anpassung Technische Regeln
bestehenden Infrastrukturen. Faire Taxonomy
• Der Aufbau der überregionalen H2-Infrastruktur dauert viele
Jahre. In der Zwischenzeit kann die lokale H2-Erzeugung Anerkennung von dekarbonisierten Gasen
und Biomethan sofort die Dekarbonisierung anstoßen.
EU-weites Guarantee of Origin System
Hocheffiziente Gasgeräte wie Brennstoffzellen und
Gaswärmepumpen können die Effizienzbemühungen Erweiterte Regeln für Gasqualitäten
beschleunigen und zusätzlich das Stromnetz entlasten.
• Industriekunden und die Fernwärmeerzeugung sind zu > 90 Eindeutige Definition der Gase
% an den Verteilnetzen angeschlossen. Diese Unter-
TEN-E erweitert auf VNB PCI
nehmen benötigen Alternativen zur Dekarbonisierung die
möglichst viel des heutigen Anlagenparks nutzt.
9Eva.Hennig@thuega.de Tel. +49 1638625733
Klimastrategie thyssenkrupp Steel Europe
Wir haben uns klare Klimaziele gesetzt
-30%
Emissionen aus Produktion
und Prozessen im eigenen
Unternehmen1
-30%
Emissionen
2030 aus Bezug
von Energie2
1) SCOPE 1-Emissionen; 2) SCOPE 2-Emissionen (Basisjahr jeweils 2018)
2ab 2050
Klimaneutralität
ab 2030 Mit vier DR-Anlagen
Die Skalierung
Mit einer zweiten, größeren
und vier Einschmelzern
stellen wir unseren
Stahl klimaneutral her.
-20
ab 2026 DR-Anlage und einem Mio. t CO2
weiteren Einschmelzer
Der Einschmelzer ersetzen wir einen weiteren
Mit einem neuen, strombetriebenen kohlebasierten Hochofen.
Schmelzaggregat optimieren wir
das Roheisensystem. Der
Eisenschwamm aus der DR-Anlage
ab 2024 wird so für das Oxygenstahlwerk
verflüssigt. So ersetzen wir einen
Der Meilenstein ersten kohlebasierten Hochofen.
Mit einer großtechnischen
Direktreduktionsanlage (DR), die
perspektivisch mit grünem H2
betrieben wird, produziert
thyssenkrupp Eisenschwamm, der
zunächst in den Hochöfen (BF)
verarbeitet wird, was weitere
Emissionsminderungen ermöglicht.
2019 - 2022
H2 im Hochofen
Seit 2019 erproben wir den Einsatz von
Wasserstoff im laufenden Hochofen. Das Ziel:
Die Ausstattung von Hochofen 9.
ab 2025
Großtechnischer Einsatz
ab 2020 In einer Anlage nutzen wir CO2, das sich
Die Industrialisierung nicht vermeiden lässt, im industriellen
Maßstab als Rohstoff. Die
Verfügbare Menge klimaneutraler Aus Hüttengasen des Duisburger
Stahlwerks produziert die Pilotanlage
Carbon2Chem®-Technologie ist auch für
andere Industrien, wie zum Beispiel die
Stahl (pro Jahr) kontinuierlich chemische Grundstoffe. Zementindustrie, anwendbar.
2018
Ab 2022: Ab 2027: Ab 2030:
Die Weltpremiere
Ab 2025:
Das Konzept: Aus CO2 wird ein Rohstoff. Im
50.000 t 400.000 t 950.000 t 3 Mio. t September 2018 hat thyssenkrupp im Technikum
Carbon2Chem® in Duisburg erstmals Methanol aus
3
Stahlwerksgasen hergestellt.Der Wasserstoff-Pfad: Deckung des Wasserstoffbedarfs
• Gewonnen aus bestehenden Industrieprozessen
H2 (z.B. Raffinerien und Chemie)
• Verfügbar, aber verbunden mit CO2-Emissionen
• Gewonnen aus Erdgas
H2 • Mittelfristig verfügbar und unter Einsatz von
„offshore“-CCS klimaneutral
• Gewonnen durch Elektrolyse mit Strom
aus erneuerbaren Energien
H2 • Klimaneutral
• In großen Mengen erst langfristig verfügbar
Vollständige Klimaneutralität im Stahl
benötigt große Mengen grünen Wasserstoffs
(8 bcm/a bzw 720kt/a in 2050 für Metallurgie in
thyssenkrupp Steel Europe AG
Duisburg)
4Die politischen Rahmenbedingungen sind für das Gelingen unserer Transformation essentiell thyssenkrupp Steel Europe AG 5
Die Vorausssetzungen für
die Transformation müssen jetzt geschaffen werden
• Eine klimaneutrale Stahlerzeugung in Deutschland bis
2050 bedeutet einen zusätzlichen Strombedarf von
mindestens 130 TWh pro Jahr für den benötigten Wasserstoff –
auf Basis erneuerbarer Energien.
• Die Nationale Wasserstoffstrategie muss schnell in einen
verlässlichen Rechtsrahmen überführt werden. Wasserstoff sollte
dabei prioritär für jene Sektoren zur Verfügung stehen, in denen er
für die CO2-Reduktion de facto alternativlos ist bzw. wo er hierfür
die größte Hebelwirkung aufweist.
• Im EnWG müssen alle Arten von Wasserstoff erfasst und
gleichbehandelt werden; im Netzentwicklungsplan (NEP) Gas
2020-30 sollte Wasserstoff ebenso Berücksichtigung finden.
• Für den H2-Transport müssen bestehende Gasnetze und evtl.
Möglichkeiten per Schiff genutzt werden können.
thyssenkrupp Steel Europe AG
6Finanzierung und Rahmenbedingungen entscheiden
über den Erfolg unserer Transformation
• Wir begrüßen grundsätzlich Konjunkturprogramm,
Wasserstoffstrategie, Handlungskonzept Stahl und den
Green Deal der EU.
• Die Transformation muss in der erforderlichen Dimension
unterstützt und die Wettbewerbsfähigkeit erhalten bleiben.
• Entscheidend: INVESTITIONEN, BETRIEBSKOSTEN,
REGULIERUNG und Etablierung von grünen MÄRKTEN
• Die PRODUKTIONSBEDINGUNGEN in Deutschland dürfen
sich nicht verschlechtern.
• Kurzfristig zu lösen:
• EEG-Befreiung Elektrolyseure
• Wasserstoff als Energieträger ins EnWG
7 21. September 2020 | thyssenkrupp AG | Besuch Dr. Kaufmann
• Contracts for Differences; Förderung (z.B. IPCEI)Die Produktionsbedingungen in Deutschland
und Europa dürfen sich nicht verschlechtern
• Ausnahmen (EEG/KWKG) für Eigenstrom bei Stahl müssen
erhalten bleiben. Der durch die Klimastrategie erhöhte externe
Strombezug muss wie Eigenstrom behandelt werden.
• Ein „Carbon Border Adjustment“ (CBA) bzw. eine
„Konsumabgabe“ ist nur als Teil eines breiten
Maßnahmenbündels zu prüfen; Strompreiskompensation und die
Freizuteilung von Emissionszertifikaten dürfen jedoch auf keinen
Fall verloren gehen.
• Die aus einem CBA generierten Mittel sollten zur Unterstützung
der Transformation und insbesondere zum dringend benötigten
Ausbau der Gas- und Strominfrastruktur verwendet werden.
thyssenkrupp Steel Europe AG
8Für den Absatz klimaneutralen Stahls
müssen Märkte entstehen
• Auf Abnehmerseite bestehen noch keine Anreize,
einen höheren Preis für klimaneutralen Stahl zu zahlen.
Damit ist auch für die Stahlhersteller die Transformation
bis dato nicht wirtschaftlich darstellbar.
• Daher sollten kurzfristig die Anrechenbarkeit klimaneutralen
Stahls auf die Emissionsziele von Abnehmerbranchen
(z.B. der Automobilwirtschaft) und mittel- bis langfristig
Standards und Quoten für „grünen Stahl“ geprüft werden.
• Bei der öffentlichen Beschaffung könnten Vorgaben für
den Einsatz klimaneutralen Stahls eingeführt werden.
thyssenkrupp Steel Europe AG
9Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
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