Erdgas: Immer noch ein wichtiger Energieträger für warme Wohnungen
Aus drei Gründen ist Erdgas derzeit noch unverzichtbar:
- Durch die volatile Stromerzeugung erneuerbarer Energien wie Wind- und Solarenergie garantiert Erdgas die Versorgungssicherheit. Gaskraftwerke sind in der Lage, Strom flexibel bereitzustellen und unterstützen damit die Integration erneuerbarer Energien. Sie sichern die Grundlast und stabilisieren die Energieversorgung - insbesondere in Zeiten, in denen Sonne und Wind nicht ausreichend Energie liefern.
- Gleichzeitig ist Erdgas ein unverzichtbarer Übergangsenergieträger, indem es die emissionsintensive Kohle kurzfristig ersetzt und die europäische Energieversorgung mittelfristig klimafreundlicher gestaltet.
- Zudem bleibt Erdgas ein wichtiger Faktor für die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland. Die aktuellen geopolitischen Spannungen haben die Dringlichkeit einer diversifizierten und resilienten Energieversorgung deutlich gemacht.
Unsere CH4-Leitungsbauprojekte
Mit unserem 12.000 Kilometer langen Erdgasnetz leisten wir als OGE einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Dieser Verantwortung sind wir uns bewusst, weshalb wir unsere Pipelineinfrastruktur fortdauernd modernisieren und ausbauen.
In nur neun Monaten hat OGE das LNG-Terminal Wilhelmshaven mit der Wilhelmshavener Anbindungsleitung (WAL) ans deutsche Erdgasnetz angeschlossen. Nun müssen die Nord-Süd-Verbindungen ausgebaut werden, wie die EWA (Etzel-Wardenburg) und die WAD (Wardenburg – Drohne), die entscheidend sind für die Anbindung neuer Gaskraftwerke und die Integration des LNG-Standorts Wilhelmshaven in das deutsche Netz.
EWA
Die EWA mit einer Länge von 60 km ist der erste Abschnitt der Versorgungsleitung Etzel–Wardenburg–Drohne. Sie verbindet den Gasspeicher in Etzel mit Wardenburg und bringt Erdgas aus dem LNG-Terminal Wilhelmshaven in das deutsche Ferngasnetz. Anfang November haben wir die letzte Schweißnaht gesetzt.
WAD
Die 90 km lange WAD schließt direkt an die EWA an und führt von Wardenburg bis Drohne in Nordrhein-Westfalen. Dieser zweite Abschnitt des Gesamtprojekts soll die Transportkapazitäten weiter erhöhen und schon im kommenden Jahr fertig sein.
TENP III
Eine weitere Nord-Süd-Verbindung, die OGE fertiggestellt hat, ist die Erneuerung der TENP III, der Trans-Europäischen Naturgas Pipeline in Baden-Württemberg. Seit dem 11. Juli sind die neuen Abschnitte in Betrieb und ersetzen in die Jahre gekommene Leitungsteile. So garantieren wir einen sicheren Transport auch in den kommenden Jahrzehnten. Zudem sind alle neuen Leitungen zukunftssicher: Sie sind schon H2-ready und können auch Wasserstoff transportieren.
Was es jetzt von der Politik braucht
Verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen und attraktive Finanzierungsbedingungen
Die Ergebnisse des NEST-Prozesses lassen befürchten, dass die regulatorischen Rahmenbedingungen durch die Bundesnetzagentur erheblich verschärft werden. Dies hat gravierende finanzielle Auswirkungen auf den Betrieb der Erdgasnetze. Angesichts der bevorstehenden Transformationsaufgaben und der damit verbundenen Investitionen ist ein Sparkurs kontraproduktiv.
Um Investitionen für den zielgerichteten Auf- und Ausbau von Infrastruktur zu fördern, braucht es einen attraktiven und verlässlichen regulatorischen Rahmen mit einer angemessenen Eigenkapitalverzinsung und einem realistischen Effizienzvergleich. Bestehende Assets sollten nicht voreilig außer Betrieb genommen werden.
Versorgungssicherheit durch Speicher
Speicher sind zentral für die Versorgungssicherheit und übernehmen eine wichtige Rolle im Energiesystem. Sie stellen auch bei Spitzenverbrauch die nötige Leistung bereit, wofür im Winter ein ausreichender Füllstand notwendig ist. Der Markt kann diese Aufgabe grundsätzlich erfüllen, dennoch ist eine strategische Reserve sinnvoll, um die Versorgung über längere Zeiträume zuverlässig abzusichern.
LNG als diversifizierte Energiequelle für eine deutsche Versorgungsstrategie
LNG-Importe müssen zentrale Bestandteile der deutschen Energiepolitik sein, um Versorgungssicherheit und Preisstabilität zu gewährleisten. Sie ermöglichen eine unabhängige, diversifizierte Versorgung ohne Bindung an einzelne Pipelines. Das Beispiel der Wilhelmshavener Anbindungsleitung (WAL) zeigt, dass Deutschland auf Krisen prompt reagieren kann, wenn die entsprechenden Genehmigungen schnell erteilt werden. Dieses Tempo muss Vorbild für den weiteren Ausbau der LNG-Infrastruktur und die Umstellung auf treibhausgasneutrale Technologien sein.
Ein Jahr Wasserstoff-Kernnetz und die erste Leitung ist schon gebaut
Wasserstoff spielt eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung von Industrie, Energiewirtschaft, Wärmeversorgung und Mobilität. Entscheidend ist, die Wasserstoffinfrastruktur zügig aufzubauen, um fossiles Erdgas schrittweise durch erneuerbare bzw. kohlenstoffarme Gase zu ersetzen. Nur so ist es möglich, gleichzeitig eine klimaneutrale Zukunft aufzubauen und die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts zu sichern. Einen wichtigen Meilenstein markierte die Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes im Herbst 2024. Seitdem baut OGE Wasserstoffleitungen bzw. stellt sie um und nimmt Ende 2025 die ersten in Betrieb. Das ist der Beginn des Wasserstoffzeitalters.
Einblick in unsere H2-Leitungsbauprojekte
Von der Nordsee ins Ruhrgebiet: Wilhelmshaven-Küstenlinie und Nordsee-Ruhr-Link
Die Wilhelmshaven-Küstenlinie (WKL) und der Nordsee-Ruhr-Link (NRL) bilden die zentrale Transportroute für Wasserstoff von der Nordseeküste in den Nordwesten Deutschlands.
Beide Leitungsprojekte verbinden den nördlichen Importkorridor mit nationalen Produzenten und industriellen Abnehmern entlang des Trassenverlaufs. Damit schaffen sie die Grundlage für eine zukunftssichere, leistungsfähige und nachhaltige Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland.
Der Nordsee-Ruhr-Link umfasst mehrere Abschnitte (NRL I–IV), die schrittweise realisiert und an bestehende Energieinfrastrukturen angebunden werden.
Die Wilhelmshaven-Küstenlinie (WKL – H₂) verläuft auf rund 12 Kilometern von Wilhelmshaven-Nord bis Wilhelmshaven-Süd, überwiegend durch Industrieflächen, und verbindet wichtige Infrastrukturen des Nordimportkorridors mit nationalen Produzenten und Abnehmern. Der Baubeginn ist für das 4. Quartal 2026, die Inbetriebnahme für Ende 2027 geplant.
Der NRL I ist der erste von vier Leitungsabschnitten des Nordsee-Ruhr-Links. Die rund 21 Kilometer lange Leitung verläuft weitgehend parallel zur Wilhelmshavener-Anbindungsleitung (WAL) und verbindet die Wilhelmshaven-Küstenlinie mit Dykhausen. Anstelle der WAL, die Erdgas transportiert, wird der NRL die Versorgung mit Wasserstoff sichern. Dieser Teil soll bis Ende 2027 in Betrieb gehen. Damit wird Wilhelmshaven erneut zu einem zentralen Energie-Drehkreuz.
Der NRL III verläuft über rund 122 Kilometer von Bunde (Niedersachsen) bis Wettringen (Nordrhein-Westfalen) und verbindet damit die nördlichen Importkorridore mit industriellen Verbrauchszentren im Westen Deutschlands. Der Baubeginn ist für das 3. Quartal 2026, die Inbetriebnahme für Ende 2027 geplant.
Der NRL IV verbindet den nördlichen Importkorridor mit nationalen Wasserstoffproduzenten und -verbrauchern entlang der Route. Die geplante 22 Kilometer lange Leitung führt von Emden bis Rysum (Niedersachsen) und soll bis Ende 2029 in Betrieb genommen werden. Damit trägt NRL IV zur vollständigen Anbindung der norddeutschen Küstenregionen an das Wasserstoff-Kernnetz bei.
Wasserstoffleitungen im Ruhrgebiet – Verbindung in das industrielle Herz Deutschlands
Die Projekte HEp, DoMa und DoHa sind zentrale Bausteine beim Aufbau des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes im Ruhrgebiet. Gemeinsam schaffen sie eine leistungsfähige Verbindung zwischen den Wasserstoffspeichern in Epe, den bestehenden Transportkorridoren des GET-H₂-Netzes und den industriellen Verbrauchszentren in Marl und Duisburg.
Damit leisten sie einen entscheidenden Beitrag zur Transformation der Energieversorgung und unterstützen insbesondere den Einsatz von klimaneutralem Wasserstoff in der energieintensiven Industrie – etwa in der Chemie- und Stahlproduktion.
Noch 2025 soll die Leitung von Heek nach Epe (HEp) im Kreis Borken in Betrieb gehen. Diese 11 Kilometer Leitung verbinden die unterirdischen Wasserstoffspeicher in Epe mit dem GET-H2-Netz.
Das Projekt DoMa, zwischen Dorsten und Marl im Kreis Recklinghausen, wird die Wasserstoffversorgung des Chemieparks Marl sicherstellen – einem der bedeutendsten Industriestandorte im Ruhrgebiet. OGE bereitet derzeit die Unterlagen für das Planfeststellungsverfahren vor, die Inbetriebnahme ist für 2027 vorgesehen.
Die Leitung DoHa zwischen Dorsten und Duisburg-Hamborn schafft eine wesentliche Verbindung für den Wasserstofftransport im Ruhrgebiet. Die 39 Kilometer lange Leitung ermöglicht künftig die Versorgung der Stahlproduktion von thyssenkrupp Steel Europe (tkSE) mit grünem Wasserstoff. OGE bereitet aktuell die Unterlagen für das Planfeststellungsverfahren vor, die Inbetriebnahme ist ebenfalls für 2027 geplant.
Was es jetzt von der Politik braucht
Attraktive Finanzierungsbedingungen, Umsetzung beschleunigen
Eine leistungsfähige Wasserstoffinfrastruktur bildet das Fundament für den Aufbau einer wettbewerbsfähigen Wasserstoffwirtschaft. Verlässliche und nachhaltige Finanzierungsbedingungen sind entscheidend, um den Ausbau der notwendigen Netze voranzutreiben. Im internationalen Wettbewerb um Investitionen müssen wir attraktive Rahmenbedingungen schaffen. Für das H₂-Kernnetz bedeutet das konkret: Die Eigenkapitalverzinsung sollte erhöht und der geplante Selbstbehalt auf das Amortisationskonto reduziert werden. Nur so entsteht ein ausgewogenes Risiko-Rendite-Profil, um privates Kapital zum Aufbau der Infrastruktur zu aktivieren.
Zur Beschleunigung von Genehmigungs- und Vergabeverfahren muss das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WassBG) zügig beschlossen werden.
Gesamte Wertschöpfungskette berücksichtigen
Der Gesetzgeber muss alle Teile der Wasserstoff-Wertschöpfungskette berücksichtigen. Große Wasserstoffspeicher sind schon zu Beginn unverzichtbar, um Versorgungssicherheit und Flexibilität zu gewährleisten. Daher sollte die Politik einen klaren regulatorischen Rahmen sowie gezielte Förderinstrumente schaffen, die Investitionen in diese Speicher ermöglichen.
Um das deutsche Kernnetz mit ausreichend Wasserstoff zu versorgen, müssen internationale Wasserstoffprojekte entwickelt und umgesetzt werden – vor allem mit den Nachbarländern. Dafür sind beschleunigte Genehmigungs- und Förderverfahren sowie europäische Risikoabsicherungsmechanismen notwendig, um Finanzierung und Auslastung der Importkorridore zu sichern.
Auch die Wasserstoffverteilnetze brauchen attraktive Finanzierungsoptionen, um das große Potential der Gewerbe- und Industriekunden in der Fläche zu erschließen. Die Bundesregierung sollte das EU-Gas- und Wasserstoffpaket rasch und pragmatisch umsetzen, damit Planungssicherheit auch im Verteilnetz entsteht und die Infrastrukturentwicklung nicht durch regulatorische Unsicherheiten gebremst wird.
Robuste Nachfrage und verlässliches Angebot
Um Importe zu bündeln, ist ein staatlich gestützter Intermediär (Midstreamer) sinnvoll. Er könnte die benötigten Mengen beschaffen und gleichzeitig Marktliquidität sowie Investitionssicherheit für Produzenten und Abnehmer schaffen. Ergänzend dazu sind weitere Anreize auf der Produktions- und Abnahmeseite notwendig. Elektrolysekapazitäten, H₂-ready-Kraftwerke und die Industrie müssen gezielt gefördert werden, um Wasserstoff als Energieträger zu etablieren.
Die Bundesregierung sollte zügig ihre Pläne zu der im Koalitionsvertrag verabredeten Kraftwerksstrategie vorlegen.
Europäische Regeln auf den Hochlauf ausrichten
Im Fokus stehen hier die von der EU-Kommission vorgelegten Kriterien für die Produktion von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff. Sollte der eingeschlagene restriktive Ansatz für die Anerkennung von Wasserstoff als erneuerbar oder kohlenstoffarm in dieser Form fortgeführt werden, ist die zeitnahe Verfügbarkeit von ausreichenden Mengen Wasserstoffs für die Entwicklung eines liquiden Markts stark gefährdet. Ein liquider Wasserstoffmarkt braucht ausreichend kohlenstoffarmen Wasserstoff. Hier erweist sich der von der EU-Kommission erlassene delegierte Rechtsakt als hinderlich, weil er zu restriktiv ist. Ein erweiterter Begriff von kohlenstoffarmem Wasserstoff würde den Industriewandel beschleunigen.
Nachhaltiges Carbon Management
Nur mit einer umfassenden Carbon Management Strategie auf nationaler und europäischer Ebene sind die Klimaziele erreichbar. Laut IPCC Bericht ist die Abscheidung von CO2 bei industriellen Prozessen essentiell, um das Ziel der Klimaneutralität bis zur Mitte des Jahrhunderts zu erreichen. Langfristig betrachtet werden wir auch Negativemissionen aus Direct Air Capture benötigen, um diesem Ziel näher zu kommen. Kurz- und mittelfristig betrachtet muss jedoch die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie durch Carbon Capture and Storage (CCUS) aufrechterhalten werden. Unvermeidbare Emissionen aus der Kalk-, Zement- und Abfallindustrie müssen abgeschieden und zu den Speicherstätten in der Nordsee transportiert dort. Hier kommt die OGE-Expertise ins Spiel.
Wir arbeiten eng mit unseren potenziellen Kunden und Partnern zusammen, um Transit- und Exportkorridore zeitnah realisieren zu können. Die Zeit ist knapp, da Planungs- und Genehmigungsverfahren gut vorbereitet und durchgeführt werden und Speicher erschlossen und errichtet werden müssen. Der Industrie bleibt zudem nur noch etwas mehr als ein Jahrzehnt, um in neue innovative Anlagen zu investieren und somit ihre Emissionen massiv zu reduzieren. Durch die Europäische Regulierung wird die Menge an Emissionszertifikaten im Europäischen Emissionshandel nach und nach verringert und auch die kostenlose Zuteilung wird ab 2026 abschmelzen. Unternehmen, die dem europäischen Emissionshandel unterliegen, werden dadurch mit höheren Kosten konfrontiert und müssen Ihre Emissionen verringern oder im Falle der hard to abate sectors abscheiden, abtransportieren und unterirdisch speichern.
Um dies zu ermöglichen ist das wichtige Fundament auf nationaler Ebene gelegt. Das KSptG ermöglicht nicht nur die Abscheidung, sondern auch die Speicherung und den Transport von CO2. Mit Ratifizierung des London Protokolls kann CO2 auch über die Grenze hinweg in Speicherstätten in ganz Europa gespeichert werden. Dies sind wichtige Voraussetzungen, um ein grenzüberschreitendes europäisches CO2-Netzwerk und die entsprechenden Transitkorridore aufzubauen. Mit der nationalen Rechtsgrundlage besteht für energieintensive Unternehmen aus der Zement-, Kalk- und Abfallwirtschaft nun Planungssicherheit. Der Aufbau der gesamten Wertschöpfungskette von der Abscheidung bis zur Speicherung wird insgesamt circa sieben bis zehn Jahre in Anspruch nehmen.
Unsere Vision für ein europäisches CO2-Netz
Gemeinsam mit unseren europäischen Partnern arbeiten wir an unserer Vision eines transeuropäischen CO2-Transportnetzes.
In Phase eins konzentrieren wir uns auf einzelne Korridore über unsere angrenzenden Nachbarn wie Belgien oder die Niederlande in Richtung Nordsee und nach Norwegen, um die dortigen Offshorespeicher nutzen zu können. Deutschland kommt hier voraussichtlich die wichtige Rolle als Transitland zugute, um auch die CO2 Mengen unserer südöstlich gelegenen Nachbarn Richtung Nordseespeicher zu transportieren. Auch hier ist die OGE-Expertise unverzichtbar, denn wir sind Experten im pipelinegebundenen Transport gasförmiger Moleküle.
In Phase zwei steht die Entwicklung eines europäischen CO2-Netzes an, um ganz Europa zu dekarbonisieren und gemeinsam die europäischen Klimaziele zu erreichen. Um diesen Schritt zu gehen, müssen wir schon jetzt planen und Investitionen in ein gesamteuropäisches Netz attraktiv gestalten.
Was es jetzt von der Politik braucht
Auf nationaler Ebene muss nach Verabschiedung des KSptG die Arbeit zum Aufbau der CO2-Infrastruktur dringend weitergehen. An erster Stelle steht dabei das De-risking der Investitionen in die Infrastruktur, denn ohne Absicherung wird kein Bau erfolgen. Zu hoch sind die Investitionen, die bereits in Planungs- und Genehmigungsverfahren fließen und von den Unternehmen im Voraus weitgehend selbst getragen werden. Auch für Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette müssen De-risking Maßnahmen vorgenommen werden, sodass Emittenten und Speicherbetreiber langfristig Planungs- und Investitionssicherheit haben.
Auf europäischer Ebene wird die EU-Kommission voraussichtlich im dritten Quartal 2026 das CO2-Regulierungspaket für den Transport und die Speicherung von CO2 veröffentlichen. Damit soll der Aufbau einer europäischen CO2-Infrastruktur gefördert und die Regeln für den Transport, die Speicherung und Nutzung von CO2 harmonisiert werden. Sobald der Vorschlag der EU-Kommission vorliegt, beginnt der ordentliche Gesetzgebungsprozess mit dem europäischen Parlament und dem Rat. Dies wird insgesamt voraussichtlich zwei Jahre in Anspruch nehmen. Bis 2028 sollte Gewissheit herrschen, wie der legislative Rechtsrahmen für den Aufbau eines CO2-Marktes in Europa und Deutschland aussehen wird.
Da es sich bei der europäischen CO2-Infrastruktur überwiegend um grenzüberschreitende Infrastruktur handelt, müssen auch hier europäische De-risking-Maßnahmen entwickelt werden. Nur durch Absicherung der Investitionsrisiken für Unternehmen, wird der Aufbau einer transeuropäischen CO2-Infrastruktur und damit die Erreichung der Klimaziele gelingen. Um dies zu realisieren, muss sich die Bundesregierung in Brüssel für die politischen Maßnahmen einsetzen. Nur wenn der politische Rahmen den Business Case für CCUS unterstützt, werden in den kommenden Jahren Investitionen getätigt werden. Ansonsten verlieren wir wertvolle Zeit.