Ergebnisse aus dem Projekt DeV-KopSys I

Durch einen starken Ausbau der erneuerbaren Energien und einen vorgezogenen Kohleausstieg könnte Deutschland auch die verschärften EU-Klimaziele erreichen.

Als Teil des European Green Deal will die EU-Kommission ihr Klimaschutzziel auf mindestens 55 Prozent CO2-Reduktion bis 2030 anheben. In Deutschland können die strengeren europäischen Klimaziele durch einen starken Ausbau der erneuerbaren Energien und einen vorgezogenen Kohleausstieg erreicht werden. Der Einsatz von blauen Wasserstoff ist dazu nicht notwendig.

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Das Ziel die Emissionen im Verkehrssektor bis 2030 um 40 % zu reduzieren ist sehr ambitioniert. Die bisher vorgesehenen Maßnahmen und ein ambitionierter Markthochlauf der Elektromobilität reichen alleine nicht mehr aus.

Bei der ehrgeizigen Annahme, dass bis 2030 knapp 12 Mio. Elektroautos (inkl. Hybrid) auf Deutschlands Straßen fahren und für LKW eine Oberleitungsinfrastruktur bis auf 4000 km ausgebaut ist, wäre das Emissionsziel von 95 - 98 Mio.t CO2 bei Annahme eines gleichbleibenden Verkehrsverhalten dennoch nur mit einem Anteil von ca. 5 % strombasierten Kraftstoffen zur Nutzung in Verbrennungsmotoren erreichbar, welcher aber mit einer Nutzung im Flug- und Schiffsverkehr konkurriert. Deswegen erscheint ein signifikanter Anteil von Verkehrsvermeidung und –Verlagerung unvermeidbar zur Erreichung des Klimaziels für den Sektor Verkehr.

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Auch mit 100 Prozent erneuerbaren Energien ist die Versorgungssicherheit gewährleistet.

Deutschlands Stromversorgung wäre auch mit 100 Prozent erneuerbaren Energien gewährleistet. Sogar seltene Extremsituationen können durch das europäische Verbundnetz und ein intelligentes Lastmanagement weitestgehend bewältigt werden. Als Backup für eventuelle Engpässe wäre nur ein moderater Zubau von Gasturbinen notwendig.

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Die dezentrale Flexibilität wird wichtig. Die Nutzung von Flexibilitätspotenzial in der Industrie, das vorwiegend auf Lastabwurf basiert, kann dies nicht ersetzen und würde einen hohen Zubau an Batteriespeichern notwendig machen.

Unter der Annahme, dass im zukünftigen Energiesystem 60 % der Elektroautos durch Marktsignale gesteuert ihren Ladezeitraum verschieben können, werden im Energiesystem noch etwa 20 GW Stromspeicher benötigt. Erfolgen die Ladevorgänge losgelöst vom Strommarkt würde der Stromspeicherbedarf auf 43 GW steigen. Das kann durch die Annahme eines höheren Flexibilitätspotenzial in der Industrie nicht kompensiert werden. Wird neben der Möglichkeit dezentrale Lastflexibilität zu nutzen, auch bidirektionales Laden möglich, sind lediglich 4 GW an Stromspeichern notwendig. Um dezentrale Flexibilität zu nutzen, bleiben regulatorische Fragen offen. Das Risiko der Überlastung der Verteilnetze durch Gleichzeitigkeit bei marktgesteuertem Laden kann durch intelligente Steuerung mit geringen Einschränkungen vermieden werden.

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Durch den Einsatz von Laden mit Elektroautos und Nutzung dezentraler PV-Batteriespeicher im Strommarkt wären kaum zusätzliche Stromspeicher notwendig.

Auch wenn aus heutiger Sicht die Nutzung der Rückspeisung von Elektromobilität und die Nutzung von PV-Heimspeichern im übergeordneten Strommarkt nicht wirtschaftlich darstellbar ist, können sie langfristig ein sehr hohes Flexibilitätspotenzial darstellen, falls regulatorische Hürden überwunden werden können.

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Auch bei einer geringeren Kostendegression von Windenergie an Land und höherem dezentralen Kurzzeitflexibilitätspotenzial, ist ein starker Windzubau robust.

Der im Energiesystem sinnvolle Zubau von Windenergie an Land ist eher beschränkt durch Flächenverfügbarkeit und Akzeptanz als durch ökonomische Kriterien. Selbst in windschwächeren Regionen zum Beispiel in Süddeutschland ist daher ein starker Ausbau von Windenergie an Land noch ökonomisch. Selbst bei einem höheren Flexibilitätspotenzial im Kurzzeitbereich, wird der Ausbau von PV eher von dem PtX-Importpreis oder PtX-Verfügbarkeit geprägt. Ein maximaler Wind-Ausbau erscheint robust, auch im Hinblick auf Übertragungsnetzkapazitäten.

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Der Umbau der Erdgas-Fernleitungsnetze in eine zentrale Wasserstoffinfrastruktur und die Fokussierung auf Wasserstoff anstelle von synthetischem Methan in verbleibenden Anwendungen der Industrie und Energiewirtschaft bringt Effizienz- und Kostenvorteile.

Durch die Transformation des bestehenden Erdgas-Fernleitungsnetzes in eine zentrale Wasserstoffinfrastruktur können Effizienzvorteile gegenüber einer Nutzung von Power-to-Gas in der Industrie und für Gaskraftwerke gehoben werden. Der Bedarf kann durch eine Priorisierung der europäischen Wasserstofferzeugung (insbesondere Offshore) und zusätzliche Importe gedeckt werden. PtL-Importe verbleiben dann nur noch für stoffliche Nutzung und im (internationalen) Verkehr.

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Die größten Flächenpotenziale zur Erzeugung nachhaltiger synthetischer PtX-Kraftstoffe ergeben sich in großen Flächenstaaten wie den Vereinigten Staaten, Australien, Argentinien oder Russland insbesondere an Binnengewässern.

Bei einer globalen Flächenanalyse ergeben sich enorme Potenzialflächen von über 32 Mio. km² zur Nutzung für Onshore Windenergieanlagen und/oder PV-Freiflächenanlagen. Nach Berücksichtigung technischer und ökologischer Restriktionen verbleibt für den Einsatz von PtX-Technologien eine Fläche von etwa 2,6 Mio. km². Davon lassen sich an Binnengewässern 71% der Flächen identifizieren, an Küstengewässern lediglich 29%. Die Verteilung der Flächen auf reine Wind-Standorte (38%) bzw. reine PV-Standorte (26%) oder auf Hybrid-Standorte als Kombination aus Wind und PV (36%) weist eine Tendenz hinsichtlich einer verstärkten Nutzung der Windenergie auf.

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Trotz hoher technischer und ökologischer Anforderungen an die Potenzialflächenermittlung für Power-to-X (PtX)-Technologien erscheinen daraus abgeleitete Erzeugungsmengen ausreichend hoch, um den weltweiten Bedarf an synthetischen Kraftstoffen zu decken, wenn Energieeffizienz und direkte Stromnutzung priorisiert werden.

Bei einem Vollausbau der identifizierten PtX-Flächenpotenziale ergibt sich in Abhängigkeit vom unterstellten Bereitstellungspfad eine globale PtX-Ausbauleistung von 12,3 bis 29,9 TW. Daraus lassen sich Erzeugungsmengen von 85.000 bis 120.000 TWh realisieren (zum Vergleich betrug die Summe der globalen Erdgas- und Erdölförderung im Jahre 2019 ca. 99.000 TWh). Kohlenstoff-basierte Energieträger weisen aufgrund höherer Umwandlungsverluste ein geringeres Erzeugungspotenzial gegenüber Wasserstoff auf. Durch den Einsatz einer Hochtemperatur SOEC Elektrolyse können etwas höhere Erzeugungsmenge realisiert werden.

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Länderspezifische Standortanalysen zeigen eine große Bandbreite an PtX-Gestehungskosten auf und Importkosten in die EU variieren stark über die Transportentfernung und den PtX-Kraftstoff.

Auf Basis von zeitlich-räumlich hochaufgelösten Simulationen an knapp 600 Standorten können große Bandbreiten globaler Erzeugungskosten für grünen Wasserstoff bzw. klimaneutrale synthetische Kraft- und Brennstoffe aufgezeigt werden. Die Untergrenze markiert hierbei gasförmiger Wasserstoff mit knapp 51 €/MWh bei optimalen Windbedingungen in Chile. Vereinzelt lassen sich sogar Kosten von knapp 42 €/MWh identifizieren. Die Erzeugungskosten von kohlenstoff-basierten Kraftstoffen bewegt sich hauptsächlich im Bereich von 120 bis 140 €/MWh. Die Untergrenze weist gasförmiges SNG bei 78 €/MWh auf. Bei den flüssigen Kohlenwasserstoffen definiert Methanol die Untergrenze bei 83 €/MWh.

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Ein zukünftiges elektrisches Energieversorgungssystem mit einer hohen dezentralen Flexibilität führt im Vergleich zu einem zukünftigen elektrischen Energieversorgungssystem mit einer reduzierten Flexibilität zu keinem deutlich stärkeren Netzausbaubedarf bei gleichzeitig reduzierten Kosten resultierend aus Engpassmanagement und Netzbetriebsführung.

Unter den getroffenen Annahmen und Rahmenbedingungen zeigen die Simulationen und Berechnungen, dass die final ermittelten Netzausbaubedarfe im Szenario „Hohe dezentrale Flexibilität“ keinen deutlich erhöhten Netzausbaubedarf im Vergleich zum Szenario „Reduzierte Flexibilität“ aufweisen. Ebenfalls wird die notwendige Leistungsänderung, welche durch die optimierte Netzbetriebsführung im Rahmen des Engpassmanagements entstehen, im Vergleich deutlich reduziert. Weiterhin können die damit einhergehenden Kosten im Vergleich ebenfalls um ca. 28,5 % reduziert werden.

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Ein stärkerer Zubau von Windkraft in Bayern bei einer gleichzeitig hohen dezentralen Flexibilität führt zu einem weniger starken Netzausbaubedarf und zu einer Reduzierung der Kosten im Rahmen der Netzbetriebsführung.

Basierend auf den getroffenen Annahmen und Rahmenbedingungen zeigen die Simulationen und Berechnungen, dass die final ermittelten Netzausbaubedarfe vor allem bei den Maßnahmen mit baulichen Veränderungen wie der Einsatz von Hochtemperatur Leiterseilen oder dem Austausch des Leitungstyps weniger häufig angewendet werden, als bei den Vergleichsszenarien. Ebenfalls reduzieren sich die notwendigen Leistungsänderungen auf Erzeuger- und Verbrauchsseite und damit einhergehend auch die Kosten, welche im Vergleich um ca. 29,3 % bzw. sogar 42,3 % höher sind.

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