Zur Person
Ulf Heitmüller (Jahrgang 1965) schloss sein Studium der Elektrotechnik an der Leibniz Universität Hannover 1993 als Diplom-Ingenieur ab. In den Jahren von 1994 bis 2010 hatte Herr Heitmüller verschiedene Fach- und Führungspositionen in der deutschen und europäischen Gaswirtschaft inne. Zuerst bei der BEB in Hannover, später für die Shell Energy Europe und Shell Energy Deutschland, wo er zuletzt den Verkauf von Erdgas in Nordwest-Europa verantwortete.
Von 2010 bis 2016 arbeitete er in geschäftsführenden und leitenden Funktionen für die EnBW Energie Baden-Württemberg, zuletzt als Executive Director Trading & Supply.
Seit 2016 ist Ulf Heitmüller Vorstandsvorsitzender bei der VNG AG. 2017 wurde Ulf Heitmüller vom norwegischen Außenministerium zum Honorarkonsul, zuständig für die Bundesländer Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen und Brandenburg, ernannt.
Herr Heitmüller ist u. a. Vizepräsident und Mitglied des Vorstands des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft, Mitglied der Atlantik-Brücke sowie Mitglied im Präsidium des Ost-Ausschusses der deutschen Wirtschaft.
Die VNG spielt eine zentrale Rolle in der deutschen Energieversorgung. Wie sieht Ihre langfristige Strategie für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase aus, insbesondere im Kontext der aktuellen geopolitischen und wirtschaftlichen Herausforderungen?
VNG steht seit Jahrzehnten für Versorgungssicherheit und genau dieser Kernauftrag bleibt auch in einer Welt mit geopolitischen Spannungen unverändert.
Mit Blick auf die Dekarbonisierung ist unsere Strategie zweigleisig: Kurzfristig setzen wir auf Biogas und Biomethan, langfristig auf Wasserstoff als zentralen Hebel der Dekarbonisierung.
Notwendige Investitionen in Wasserstoffprojekte hängen aber entscheidend von verbindlichen politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ab. Wo diese vorliegen – etwa im Raffineriebereich – investieren wir und setzen Projekte um. In anderen Bereichen braucht es noch Zeit und weitere Klarheit.
Welche konkreten Maßnahmen ergreift die VNG, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu unterstützen, insbesondere im Hinblick auf Importstrategien und Infrastruktur?
Der Energiepark Bad Lauchstädt ist ein gutes Beispiel. Hier realisieren wir gemeinsam mit Konsortialpartnern ein Leuchtturmprojekt entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette. Eine 30-MW-Elektrolyse ist in einen 50-MW-Windpark integriert und über eine umgewidmete Erdgasleitung an die TotalEnergies-Raffinerie in Leuna angebunden. Die Inbetriebnahme der Elektrolyse läuft aktuell.
Parallel investieren wir substanziell in das Wasserstoff-Kernnetz. Wir stellen bestehende Leitungen auf Wasserstoff um und errichten dort, wo nötig, neue Leitungen. Dafür planen wir in den kommenden Jahren Investitionen im hohen dreistelligen Millionenbereich.
Bei Importen setzen wir auf Diversifizierung: Neben Norwegen steht insbesondere Algerien im Fokus. Auch die USA werden perspektivisch ein relevanter Lieferant sein. Wir schauen uns unterschiedliche Importmöglichkeiten an, neben Pipeline-Routen spielt zukünftig auch Ammoniak als Trägerstoff für Wasserstoff eine zentrale Rolle, unter anderem aus Südamerika und dem Mittleren Osten. Dafür haben wir auch erst kürzlich gemeinsam mit EnBW ein MoU mit dem saudi-arabischen Unternehmen ACWA geschlossen.
Um langfristige Abnahmeverträge für Wasserstoff zu ermöglichen, braucht es deshalb planbare Fördermechanismen oder wirksame CO2-Preissignale.
Was sind die derzeit größten Hemmnisse für den Markthochlauf von Wasserstoff und Biogas in Deutschland?
Wirtschaftlichkeit und eine fehlende regulatorische Planbarkeit. Beim Wasserstoff haben wir aktuell ein Kostenniveau, dass über der Zahlungsbereitschaft im Markt liegt. Um langfristige Abnahmeverträge zu ermöglichen, braucht es deshalb planbare Fördermechanismen oder wirksame CO2-Preissignale.
Auf der Angebotsseite wiederum verteuern praxisferne Regelungen, insbesondere strenge Vorgaben beim Strombezug, die Produktionskosten. Genau diese Lücke zwischen Produktionskosten und Zahlungsbereitschaft bremst aktuell den Markthochlauf.
Biogas- und Biomethan haben großes Potenzial werden aktuell aber vor allem durch fehlende Planungssicherheit gebremst. Hohe und teils wenig praxistaugliche regulatorische Anforderungen etwa bei Zertifizierungen oder beim Gasnetzanschluss erschweren Investitionsentscheidungen.
Die deutsche und europäische Wasserstoffstrategien setzen stark auf Importe. Halten Sie die derzeitigen politischen Maßnahmen für ausreichend, um eine wettbewerbsfähige Wasserstoffwirtschaft in Deutschland zu etablieren? Wie bewerten Sie die Potenziale und Herausforderungen beim Import von erneuerbarem und kohlenstoffarmen Wasserstoff für die deutsche Industrie?
Wasserstoffimport ist kein Einzelprojekt, sondern betrifft die komplette Wertschöpfungsketten – von der Erzeugung über den Transport bis zur Nutzung. Diese Projekte sind eng miteinander verknüpft, bringen aber jeweils eigene wirtschaftliche und regulatorische Risiken mit sich. Wirtschaftlich tragfähig wird das System nur, wenn alles sinnvoll aufeinander abgestimmt ist.
Da der Wasserstoffmarkt noch am Anfang steht und verlässliche Preissignale fehlen, können einzelne Unternehmen diese Risiken nicht allein schultern. Um Investitionen trotzdem anzustoßen, braucht es klare politische Rahmenbedingungen, die Frühphasenrisiken absichern und Planungssicherheit schaffen.
Als Midstream-Unternehmen kann VNG dazu beitragen, Nachfrage und Angebot zu synchronisieren, indem wir Wasserstoff in größeren Mengen beschaffen und gezielt an Industriekunden weitergeben. Um einen funktionierenden Markt entstehen zu lassen, brauchen es aber klare politische Weichenstellungen.
Wie bewerten Sie die politischen Entwicklungen, etwa die EU-Delegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmem Wasserstoff (Low Carbon Fuels) und RFNBO oder das deutsche Wasserstoffkernnetz, hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf den Aufbau eines Marktes?
Richtung und Zielbild sind klar, aber das Regelwerk ist oft zu kleinteilig und komplex. Die RFNBO-Regulierung ist dafür ein gutes Beispiel. Zu strenge Vorgaben bei Zusätzlichkeit sowie zeitlicher und geografischer Korrelation verteuern Wasserstoff unnötig. Hier braucht es dringend Nachsteuerung. Und kohlenstoffarmer Wasserstoff muss als CO2-Minderungsoption anerkannt werden. Nur so lassen sich Kosten-, Zeit- und Verfügbarkeitslücken beim Wasserstoffhochlauf überbrücken.
VNG hat historisch eine starke Präsenz im Bereich Erdgas. Wie gestaltet sich die Transformation hin zu erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff – insbesondere im Hinblick auf die Nutzung bestehender Infrastruktur und die Rolle von kohlenstoffarmem Wasserstoff?
Wir zeigen, dass sich bestehende Erdgasleitungen zuverlässig auf Wasserstoff umstellen lassen und wir prüfen die Nutzung bestehender Speicher. Kohlenstoffarmer Wasserstoff kann in der frühen Phase ein wichtiger Hebel sein, um CO2-Emissionen kosteneffizient zu senken – parallel zum Hochlauf von grünem Wasserstoff. Natürlich gibt es auch Herausforderungen, beispielsweise beim CO2-Transport und -speicherung. Das ist aber technologisch lösbar und perspektivisch skalierbar.
Der Ausbau der erneuerbaren Energien wird das Stromangebot erhöhen und die Strompreise senken. Damit kann auch die heimische Wasserstoffproduktion wettbewerbsfähiger werden.
Welchen Beitrag kann VNG bezüglich Wasserstoffbezugsquellen leisten, insbesondere im Spannungsfeld zwischen europäischen Eigenproduktionen und Importen aus Nordafrika oder dem Nahen Osten?
Importe werden – sobald die Infrastruktur steht – einen preislichen Benchmark setzen, an dem sich auch die heimische Erzeugung orientieren wird. Gleichzeitig wird der Ausbau der erneuerbaren Energien das Stromangebot erhöhen und die Strompreise senken. Damit kann auch die heimische Wasserstoffproduktion wettbewerbsfähiger werden.
Darum ist ein dualer Ansatz richtig: Importe ermöglichen und heimische Produktion weiterentwickeln. Beides zusammen schafft Wettbewerb, senkt Kosten und beschleunigt den Markthochlauf.
Viele Wasserstoffprojekte sind aktuell noch nicht wirtschaftlich tragfähig. Welche Marktmechanismen wie CfD-Programme oder Abnahmegarantien sind erforderlich, um Investitionen anzukurbeln?
Klimaschutzverträge und Instrumente wie die THG–Quote können eine Nachfrage absichern, gleichzeitig müssen die Herstellungskosten gesenkt werden.
Beim Biogas und Biomethan braucht es ein klares politisches Commitment. Mit der nationalen Umsetzung des EU-Gasmarktpakets und dem Gebäudemodernisierungsgesetz sowie der Einführung der Grüngasquote stehen aktuell Vorhaben auf der politischen Agenda, die entscheidende Weichen für Biomethan stellen und bei denen deutlich wird, wie wichtig konsistente Rahmenbedingungen sind.
Bis 2030 sollen in Deutschland 10 GW Elektrolyseleistung entstehen. Halten Sie dieses Ziel noch für realistisch, und inwieweit ist VNG bereit, neben Importprojekten, selbst in Wasserstoffproduktion zu investieren? Welche Geschäftsmodelle erscheinen Ihnen dabei langfristig attraktiv?
Unter den aktuellen Rahmenbedingungen ist das 10-GW Ziel nicht erreichbar. Um den Markt in Bewegung zu bringen, brauchen wir marktreife CfD-Modelle, die es Kunden ermöglichen, langfristige Verträge abzuschließen. Gleichzeitig brauchen wir deutlich einfachere und pragmatischere Regulierung, um die Kosten und damit die Wasserstoffpreise in Deutschland spürbar zu senken.
Wenn Sie eine zentrale Botschaft an die politischen Entscheidungsträger richten könnten, welche Maßnahme zur Förderung von erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen wie Wasserstoff und Biogas halten Sie für vordringlich?
Wir brauchen weniger Detailregulierung und mehr Fokus auf Wirtschaftlichkeit – sonst wird der Hochlauf zu langsam.
