Studien zur Energiewende


Dezember 2018


Frontier Economics/Institut für deutsche Wirtschaft: Globaler PtX-Markt

Weltweiter Markthochlauf synthetischer Kraft- und Brennstoffe bietet Deutschland als derzeit weltweit größtem Exporteur von Elektrolyseanlagen Chancen als Technologielieferant

Laut einer von Frontier Economics und dem Institut für deutsche Wirtschaft (IW) durchgeführte Studie bieten Power-to-X-(PtX)-Technologien erhebliche wirtschaftliche Möglichkeiten für Deutschland. Die Studie wurde von der MEW Mittelständische Energiewirtschaft Deutschland, dem Institut für Wärme und Oeltechnik (IWO) sowie dem UNITI Bundesverband mittelständischer Mineralölunternehmen in Auftrag gegeben.

Frontier Economics und IW nehmen an, dass synthetische Kraft- und Brennstoffe für eine CO2-neutrale Energieversorgung unerlässlich sein werden. So könnten PtX-Technologien dazu beitragen, Erneuerbare Energien saisonal zu speichern und die Kosten der Energiewende zu senken.

Bis zum Jahr 2050 rechnen die Studienautoren mit einer weltweiten jährlichen Nachfrage nach PtX in Höhe von 20.000 Terawattstunden. Um diese Nachfrage zu decken, würde der Absatz entsprechender Technologien – also Elektrolyseuren, Methanisierungsanlagen und Anlagen zur Herstellung synthetischer Flüssigkraftstoffe – steigen. Laut Studie seien 8.000 Gigawatt an Leistung notwendig, was jährliche Investitionen in Höhe von etwa 215 Milliarden Euro in PtX-Anlagen bedeuten würde.

Deutschland könne die Rolle eines Exporteurs dieser Technologien einnehmen, so die Autoren. Bereits heute sei das Land weltweit führender Exporteur von Elektrolyseanlagen – jeder fünfte Elektrolyseur werde hierzulande produziert. Insgesamt könnten 36,4 Milliarden Euro zusätzliche Wertschöpfungseffekte erzielt und damit bis zu 470.800 neue Arbeitsplätze, insbesondere im Maschinen- und Anlagenbau, in Deutschland geschaffen werden, zeigen die Ergebnisse.

Gleichzeitig würden Deutschland sowie weitere Industrienationen vermehrt PtX-Produkte importieren. Dies böte ökonomische Potenziale für Schwellen- und Entwicklungsländer, da diese in vielen Fällen die besten Voraussetzungen für die Erzeugung erneuerbaren Stroms und somit die niedrigsten Kosten in der PtX-Produktion aufweisen. Weltweit rechnen Frontier Economics und IW mit einer ausgelösten Gesamtwertschöpfung durch einen wachsenden PtX-Markt in Höhe von 2.000 Milliarden Euro pro Jahr.

  • Studie: Synthetische Energieträger – Perspektiven für die deutsche Wirtschaft und den in-ternationalen Handel (IW Köln, 24. September 2018)

September 2018


DVGW: Fuel Switch im Strommarkt

Studie bescheinigt Machbarkeit der Substitution von Braunkohle- durch Gaskraftwerke unter Wahrung der Versorgungssicherheit in Deutschland

Ein sogenannter "Fuel Switch", also die Umstellung von Braunkohle- auf Erdgaskraftwerke, würde nicht die Netzsicherheit gefährden. Zu diesem Schluss kommt eine vom Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen im Auftrag des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs (DVGW) erstellte Studie.

Die Autoren simulieren in der Studie stundenscharf eine vollständige Substitution aller Braunkohlekraftwerke durch bestehende Gaskraftwerke bei typischen Wetterbedingungen sowie typischen Verfügbarkeiten des Übertragungsnetzes. Dabei wird angenommen, dass auch die Gaskraftwerke, die derzeit Teil der Netzreserve sind, zur Stromerzeugung genutzt werden. Die Autoren kommen in der Simulation zu dem Schluss, dass ein "Fuel Switch" bis 2020 möglich ist und die Netzsicherheit gewährleistet werden kann. 

Der Studie zufolge müssten zudem keine neuen Gaskraftwerke gebaut werden, falls alle derzeit bestehenden Anlagen höher ausgelastet würden. Zur Überprüfung der Netzsicherheit nach einem "Fuel Switch" sei es laut den Autoren jedoch ratsam, einen Teil der stillzulegenden Braunkohlekraftwerke in die Netzreserve zu überführen.

Durch den Austausch der Energieträger könnten im Jahr 2020 jährliche Einsparungen in Höhe von etwa 68 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr erzielt werden. Unter Berücksichtigung entstehender Mehrkosten entspräche dies CO2-Vermeidungskosten in Höhe von 53 Euro pro Tonne CO2 pro Jahr. Darüber hinaus könne der Bedarf für das Einspeisemanagement von EEG-Anlagen gesenkt werden. Während das Einspeisemanagement im Szenario mit Braunkohle jährlich 3,3 Terawattstunden betrage, sinke dieser Wert bei einem "Fuel Switch" auf 2,1 Terawattstunden, so die Autoren. 

Studie: "Bewertung der Netzsicherheit bei einem 'Fuel Switch' von Braunkohle zu Erdgas in Deutschland in 2020" (DVGW, 20. 07.2018)

Presseinformation: "Studie der RWTH Aachen: Braunkohleverstromung kann sicher durch Gaskraftwerke ersetzt werden" (DVGW, 23.07.2018)


Greenpeace: Kohleausstieg

Prognose zeigt, dass die deutschen Klimaziele bis 2020 bei entsprechender Kohlepolitik noch erreicht werden können

Mit der von Greenpeace veröffentlichten und vom Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik durchgeführten Studie "Wie Deutschland sein Klimaziel noch erreichen kann" ist ein weiterer Diskussionsbeitrag für die Mitglieder der Kohlekommission veröffentlicht worden. Die Autoren der Studie prognostizieren, dass die Einhaltung der deutschen Klimaziele für 2020 bei entsprechender Energiepolitik noch möglich ist. 

Um die Klimaziele zu erreichen, ist es laut Studie notwendig, kurzfristige Einsparpotenziale zu nutzen. Diese seien in der Energiewirtschaft – und hier insbesondere in der Kohleverstromung – am höchsten. Mit einem Mix aus Stilllegung und Drosselung bestehender Braunkohlekraftwerke sowie dem Ausbau Erneuerbarer Energien könnten große Emissionseinsparungen realisiert werden.

Der genaue Umfang der stillzulegenden Kohlekraftwerke ist dabei laut der Studie abhängig von der Umsetzung der im Koalitionsvortrag vorgesehenen Sonderausschreibungen für Wind- und Photovoltaik-Anlagen. Sollte sich die Bundesregierung auf Sonderausschreibungen einigen können, müssten Braunkohlekraftwerke mit einer Kapazität in Höhe von 6,1 Gigawatt bis 2020 (zusätzlich zu den bereits vorgesehenen Stilllegungen) abgeschaltet werden. Ohne fristgemäße Sonderausschreibungen für Erneuerbare Energien – das den Autoren zufolge wahrscheinlichere Szenario – müssten Kohlekraftwerkskapazitäten in Höhe von 7,4 Gigawatt stillgelegt werden. Daneben sehen die Autoren vor, alle verbleibenden Braunkohlekraftwerke, die bereits länger als 20 Jahre laufen, auf maximal 6.000 Volllaststunden zu drosseln. 

Um die Wärmeversorgung sicherzustellen, plädiert die Studie dafür, ab 2020 Kohle-KWK-Anlagen durch Erdgas-KWK-Anlagen zu ersetzen. Auch die auf Gas basierende Stromerzeugung werde der Studie zufolge fast ausschließlich durch bestehende oder bereits im Bau befindliche Erdgas-KWK-Anlagen realisiert und sei von der Wärmenachfrage im Wetterjahr abhängig.

Studie: "Wie Deutschland sein Klimaziel noch erreichen kann" (Greenpeace, 08.2018)


Carbon Tracker Initiative: Preise im europäischen Emissionshandelssystem

Laut Analyse könnte die neue Marktstabilitätsreserve des europäischen Emissionshandelssystems zur Substitution von Kohle- durch Gaskraftwerke führen

Eine Studie der Carbon Tracker Initiative prognostiziert, dass die Preise im europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) weiterhin deutlich ansteigen werden. Damit würden Kohlekraftwerke in der EU zunehmend unrentabel und durch Gas betriebene Kraftwerke ersetzt werden, so die Autoren.

Der Studie zufolge könnten die Handelspreise einer European Emission Allowance (EUA), die einer Tonne CO2 entspricht, schon im Verlauf dieses Jahres auf 25 Euro steigen (Stand Ende August: ca. 21 Euro). Von 2019 bis 2022 soll der Preis dann der Prognose entsprechend auf einem Niveau zwischen 35 und 40 Euro stabil bleiben. 

Preistreiber sei dabei die ab dem nächsten Jahr wirksame Marktstabilitätsreserve, die – als Kernstück der im Frühjahr verabschiedeten Reform des EU-Emissionshandels – zwischen 2019 und 2023 jährlich 24 Prozent der überschüssigen Zertifikate aus dem Markt nehmen soll. Das damit zu erwartende Defizit sorge bereits heute für Preissteigerungen im EU-ETS, den die Autoren als "meist umkämpften Rohstoffmarkt weltweit" bezeichnen. Dieser preissteigernde Mechanismus würde der Studie zufolge bis zu einem Preis von maximal 50 Euro pro EUA aufrechterhalten werden. Die Autoren nehmen an, dass die Politik ab diesem Punkt auf die Preisbildung einwirken und mit Blick auf die Belastungen der Industrie und der Haushalte eine Senkung forcieren würde.

Eine Preissteigerung der EUA-Handelspreise würde laut Studie schließlich dazu führen, dass Kohlekraftwerke aufgrund des höheren CO2-Ausstoßes nicht mehr profitabel arbeiten könnten. Dies würde für einen Teil der Erzeugungskapazität eine Brennstoffumstellung von Kohle auf Gas nach sich ziehen.

Für Deutschland sänke die Auslastung der Kohlekraftwerke den Autoren zufolge von derzeit 41 Prozent auf etwa 20 Prozent. Im Gegenzug seien Gaskraftwerke im Jahr 2020 laut Studie statt wie derzeit zu 33 Prozent (einschließlich der wärmegeführten Gas-KWK-Anlagen) nunmehr zu 50 Prozent in Betrieb. 

Studie: "Carbon Countdown: Prices and Politics in the EU-ETS" (Carbon Tracker, 08.2018)


Juni 2018


dena: Integrierte Energiewende

Eine Leitstudie der dena unterstreicht die wachsende Rolle von Gas im Energiesystem der Zukunft und spricht sich für einen technologieoffenen und kosteneffizienten Klimaschutz aus

Juni 2018. Die Klimaschutzziele 2050 können mit Technologieoffenheit deutlich günstiger erreicht werden als durch eine forcierte Elektrifizierung. Zu diesem zentralen Ergebnis kommt die Leitstudie "Integrierte Energiewende", die die Deutsche Energie-Agentur (dena) gemeinsam mit rund 60 Partnern, darunter Zukunft ERDGAS, erarbeitet und am 4. Juni 2018 in Berlin vorgestellt hat.

Ziel der Leitstudie ist es, eine sektorenübergreifende Gesamtstrategie für eine integrierte Energiewende abzuleiten. Hierfür untersucht die Studie verschiedene Szenarien zur Erreichung der Klimaschutzziele. Ein Szenario basiert dabei auf einer forcierten Elektrifizierung (EL). Ein anderes lässt einen breiten Mix an Technologien zu (TM). Beide Szenarien betrachten jeweils das Ziel einer Reduktion der CO2-Emissionen in Deutschland von 80 Prozent und 95 Prozent gegenüber dem Jahr 1990 (EL80, EL95, TM80, TM95). Daneben gibt es ein Referenzszenario, in dem bis 2050 nur etwa 62 Prozent an Treibhausgasminderung gegenüber 1990 erreicht  und somit die Klimaziele nicht erzielt werden.

Insgesamt wird deutlich, dass das Szenario, welches auf einen breiten Technologie- und Energieträgermix setzt, bis 2050 unter den getroffenen Annahmen erheblich kostengünstiger als das Vollelektrifizierungsszenario ist. Im EL80-Szenario entstehen Mehrkosten gegenüber dem Referenzszenario von 1,77 Billionen Euro. Die Mehrkosten des TM80-Szenarios fallen mit 1,18 Billionen Euro rund 597 Milliarden Euro günstiger aus. Bei den 95%-Szenarien ist das technologieoffene Szenario etwa 540 Milliarden Euro günstiger als eine forcierte Elektrifizierung: So liegen die Mehrkosten des EL95-Szenarios bei 2,22 Billionen Euro, während die des TM95-Szenarios 1,68 Billionen Euro betragen. Somit ist das technologieoffene 95%-Szenario (TM95) preiswerter als das 80%-Elektrifizierungsszenario (EL80). Folglich ist mehr Klimaschutz zu geringeren Kosten möglich, wenn auf Technologieoffenheit anstelle einer forcierten Elektrifizierung gesetzt wird.

Dabei macht die Studie deutlich, dass Gas ein entscheidender Bestandteil des Energiesystems bleibt. Im Wärmemarkt bleibt Gas im technologieoffenen Szenario eine der wichtigsten Heiztechnologien. So gibt es beispielsweise in 2050 7,1 Millionen (TM80) bis 6,4 Millionen (TM95) Gasheizungen, während es 6,5 Millionen (TM80) bis 7,4 Millionen (TM95) Wärmepumpen gibt. In den Technologiemixszenarien spielen wasserstoff- und gasbetriebene Antriebe zukünftig auch im Verkehr eine sehr bedeutende Rolle. So werden zum Beispiel im Jahr 2050 sowohl im TM80 als auch im TM95 14,5 Millionen CNG-, LNG- und Wasserstoff-PKW erwartet.

Der steigende Bedarf an gesicherter Leistung wird größtenteils durch Gaskraftwerke gedeckt. Gaskraftwerke werden in allen Szenarien zur dominierenden konventionellen Stromerzeugungstechnologie. So liegen die Gaskapazitäten im Jahr 2050 zwischen 59 GW (TM80) und 57 GW (TM95) bzw. 117 GW (EL80) und 111 GW (EL95). Zudem geht die Studie davon aus, dass die Gasinfra-struktur auch künftig eine zentrale Rolle spielen wird und zunehmend zur Bereitstellung von synthetischem Gas, Biomethan und Wasserstoff genutzt wird.

Auch werden synthetische Energieträger (PtX) laut Leitstudie insgesamt für die Erreichung der Klimaschutzziele mit einem Bedarf von 155 TWh (EL80) bis 533 TWh (EL95) bzw. 294 TWh (TM80) bis 908 TWh (TM95) im Jahr 2050 deutlich an Bedeutung gewinnen. Außerdem gilt: Je größer der Bedarf, desto höher ist dabei der Anteil von PtX-Importen aus dem Ausland. Dabei nimmt die Studie weitere Innovationen und Kostendegressionen bei den Anlagen an. So wird auch erwartet, dass synthetische Energieträger mit Fortschreiten der Energiewende immer wettbewerbsfähiger im Vergleich zu fossilen Energieträgern werden. 

Zur dena Leitstudie "Integrierte Energiewende"


VNG: Sektorenkopplung

Eine Metastudie der VNG-Gruppe veranschaulicht, dass Gas und die Gasinfrastruktur einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten können und plädiert für eine Strategie der Technologie- und Innovationsoffenheit

Juni 2018. Welche Rolle werden Gas und die Gasinfrastruktur künftig in einem weitreichend dekarbonisierten Energiesystem spielen? Dieser Frage ist die enervis energy advisors GmbH im Auftrag der VNG Gruppe nachgegangen. Zentrales Ergebnis der Anfang Mai 2018 veröffentlichten "META-Studie zur Sektorenkopplung: Analyse einer komplexen Diskussion": Neben Gas und seiner Infrastruktur sind auch neue Technologien wie Power-to-Gas unabdingbar für den Erfolg der Energiewende.

Im Rahmen der Metastudie untersuchte enervis insgesamt zehn aktuelle Studien zu Strategien der Sektorenkopplung hinsichtlich ihrer Annahmen und Ergebnisse. Der Großteil der Studien befürwortet dabei die Annahme, dass auch bei einer weitreichenden Dekarbonisierung bis 2050 ein relevanter Gasverbrauch von mehr als 600 TWh pro Jahr bestehen wird. Die Existenz der Gasinfrastruktur sollte demnach auch künftig gesichert werden. 

Mit Blick auf konkrete Szenarien veranschaulichen die Studien für CO2-Reduzierungen von 80 Prozent gegenüber 1990 überwiegend eine zentrale Rolle von ERDGAS in vielen Sektoren. So werden beispielsweise Hochtemperaturanwendungen im Wärmesektor von ERDGAS dominiert.

Die Studien sehen dabei mit steigendem Ambitionsniveau der Emissionsreduzierung einen zunehmenden Anteil von PtG am verbleibenden Gasverbrauch. PtG als sogenannte "Deep-Decarbonization-Technology" kann CO2-Einsparungen von mehr als 80 Prozent ermöglichen und wird entsprechend insbesondere in sehr ambitionierten Klimaschutzszenarien eine Rolle spielen, so die Schlussfolgerung der Meta-Studie. Dadurch könnte bereits Mitte der 2020er Jahre ein signifikanter Ausbau der PtG-Infrastruktur nötig sein, wofür aus Sicht der Meta-Studie allerdings ein Fördermechanismus Voraussetzung ist.

Insgesamt erscheint es aber trotz PtG wahrscheinlich, dass der Bedarf an Gas sowie die Auslastung der Gasnetze im Mittel zurückgehen werden. Mit steigendem Dekarbonisierungsniveau würde das Gasnetz sich dann zunehmend von einem Mengen- hin zu einem Flexibilitätsträger entwickeln, schlussfolgern die Autoren. Diesbezüglich gibt es aber keinen eindeutigen Konsens unter den betrachteten Studien.

Auch bei Emissionsminderungszielen von mehr als 90 Prozent bis 2050 gibt es bislang keine studienübergreifende Einigkeit über geeignete Technologien und Strategien. Daher plädiert die Meta-Studie für Technologie- und Innovationsoffenheit, um alle vorhandenen Potenziale zu entfalten. 

Zur META-Studie zur Sektorenkopplung: Analyse einer komplexen Diskussion


Greenpeace: Wettbewerbsfähigkeit von erneuerbaren Gasen

Eine Studie, die Energy Brainpool im Auftrag von Greenpeace erstellt hat, veranschaulicht, dass erneuerbarer Wasserstoff schon in den 2030er-Jahren günstiger zur Verfügung stehen kann als fossiles ERDGAS

Juni 2018. Wie wird sich die Wettbewerbsfähigkeit von erneuerbarem Wasserstoff gegenüber fossilem ERDGAS in der Zukunft entwickeln? Dieser Frage geht die Greenpeace-Kurzstudie "Auf dem Weg in die Wettbewerbsfähigkeit: Elektrolysegase erneuerbaren Ursprungs" nach. Die Ergebnisse der von Energy Brainpool erstellten und im März 2018 veröffentlichten Analyse zeigen, dass erneuerbarer Wasserstoff bereits in den 2030er-Jahren wettbewerbsfähig sein könnte.

Die Kosten von grünem Wasserstoff sind mit ca. 18 ct/kWh ohne Stromnebenkosten aktuell vergleichsweise hoch. Ein Hauptgrund hierfür sind die Fixkosten für Elektrolyseanlagen, welche zurzeit noch nicht in der industriellen Serienfertigung produziert werden. Je nach Anzahl der jährlichen Vollbenutzungsstunden können die Fixkosten einen entsprechend bedeutenden Kostenanteil einnehmen.

Die Autoren betonen dabei aber, dass Elektrolyseure das Potenzial deutlicher Kostendegressionen besitzen. Bei einer Weiterentwicklung der vorhandenen Technologien im industriellen Maßstab können etwa die Lebensdauer der Anlagen sowie deren technologische Effizienz erhöht werden. Hierdurch sind letztlich niedrigere fixe Betriebs- und Wartungskosten möglich. Entsprechend prognostiziert Energy Brainpool, dass grüner Wasserstoff aus Überschussstrom bis 2040 einer hohen Kostendegression auf bis zu 3,2 bzw. 2,1 ct/kWh unterliegt.

Gleichzeitig werden die Kosten für fossiles ERDGAS künftig stark steigen, so die Autoren. Denn aufgrund der Emissionseinsparungen, die die Energiewirtschaft für das Erreichen der Klimaziele erbringen muss, ist mit enormen Preissteigerungen für Emissionsberechtigungen zu rechnen. Deren Preis könnte sich von 2020 (9,9 EUR/t CO2) bis 2040 (106,8 EUR/t CO2) mehr als verzehnfachen. In Kombination mit mäßig steigenden Rohstoffpreisen könnten so bis 2040 Preise von bis zu 4,19 ct/kWh für fossiles ERDGAS entstehen. Dies entspricht in etwa einer Verdopplung der aktuellen Preise. Als Konsequenz könnte grüner Wasserstoff somit bereits in den 2030er-Jahren günstiger werden als fossiles ERDGAS.

Zur Kurzstudie "Auf dem Weg in die Wettbewerbsfähigkeit"


März 2018


Zukunft ERDGAS: Kurzstudie Quartierswärme

Eine Kurzstudie der nymoen strategieberatung verdeutlicht, dass gasbasierte Nahwärmekonzepte sowohl im Bestand als auch im Neubau umweltseitig und kosten-seitig absolut wettbewerbsfähig sind

März 2018. Gastechnologien sind entscheidende Elemente bei der Umsetzung einer sozialverträglichen Wärmewende. Zu diesem Schluss kommt eine von der Brancheninitiative Zukunft Erdgas e. V. in Auftrag gegebene Modellrechnung in Neubau- und Bestandsquartieren, die von der nymoen|strategieberatung durchgeführt und im Rahmen der E-World 2018 in Essen vorgestellt wurde.

Die Berechnungen vergleichen verschiedene gas- und strombasierte Heizungsoptionen. Untersucht werden dabei jeweils ein Neubau- sowie ein Bestandsquartier mit 225 bzw. 100 Einfamilienhäusern und einem Gesamtwärmebedarf von jeweils circa 2.000 MWh pro Jahr. Im Bestand sind Nahwärme-Versorgungskonzepte mit Gas-KWK (10,8 ct/kWh) dabei nicht nur 16 Prozent günstiger als mit Elektrowärmepumpe und Photovoltaik (12,9 ct/kWh), sie stoßen mit 184 Tonnen CO2 auch fast 100 Tonnen CO2 pro Jahr weniger aus, so die Berechnung. Auch im Neubau liegen zentrale Nahwärmekonzepte mit Gas-KWK vorne. Gasbasierte Brennstoffzellen in dezentralen Neubaulösungen emittieren bei wettbewerbsfähigen Kosten mit 143 Tonnen CO2 im Jahr 40 Prozent weniger CO2-Emissionen als Stromwärmepumpen.

Gas-KWK-Lösungen in der Nahwärme können auch das Ziel der Bundesregierung unterstützen, den Anteil Erneuerbarer Energien im Wärmesektor bis 2020 auf 14 Prozent zu erhöhen. Der Branchenkompass Nahwärme, eine Befragung unter Betreibern von Nahwärmenetzen, zeigt, dass gasbasierte KWK-Anlagen, die 15 Prozent der installierten Leistung ausmachen, für 40 Prozent der Wärmelieferung verantwortlich sind. Bei einer Einspeisung von über 50 Prozent Erneuerbarer Energien kann so heute bereits ein erneuerbarer Anteil von rund 20 Prozent in der Wärmeerzeugung erreicht werden. Die Befragung macht deutlich: Gas kann grün, und soll perspektivisch grüner werden. Auch die Berechnungen gehen von einer Biomethan-Beimischung von 30 Prozent aus.

Insgesamt zeigen die Ergebnisse der Modellrechnung, dass Gas in Bestand und Neubau auch mittelfristig eine bezahlbare und klimaschonende Lösung ist, und gasbasierte KWK als Flexibilitätsoption eine Schlüsselposition bei der Wärmewende einnehmen.

Presseinformation "Quartierskonzepte: Gas bleibt erste Wahl für Neubau und Bestand"

Modellrechnung "Quartierskonzepte im Vergleich"


BDI: Klimaschutzpfade

Eine von BCG und Prognos erarbeitete Studie zeigt, dass eine Reduzierung von 80 Prozent der CO2-Emissionen bis 2050 technisch möglich und volkswirtschaftlich verkraftbar ist

März 2018. Wie können die Treibhausgasminderungsziele bis 2050 kosteneffizient erreicht werden? Dieser Frage geht eine Studie von The Boston Consulting Group und der Prognos AG nach, die im Januar 2018 im Auftrag des Bundesverbands der Deutschen Industrie e. V. (BDI) veröffentlicht wurde.

Die Studie prognostiziert, dass im Referenzszenario mit Fortsetzung aktueller Maßnahmen und unter Berücksichtigung voraussichtlicher Technologieentwicklungen das Klimaziel 2050 nicht erreicht wird. So können gegenüber 1990 lediglich 61 Prozent der Treibhausgase reduziert werden.

Das 80-Prozent-Ziel ist hingegen laut Untersuchung trotz Herausforderungen mit verstärkten Anstrengungen technisch und wirtschaftlich machbar. Es setze aber voraus, dass bestehende Maßnahmen verstärkt, energieintensive Unternehmen von klimapolitisch bedingten Zusatzlasten befreit werden und es zu einer politischen Umsteuerung kommt. Potenziale hierfür bieten neben einer zügiger umgesetzten Sektorenkopplung auch die Implementierung effizienterer Technologien oder der Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugungskapazitäten. Das wirtschaftliche Potenzial für "elektrische Brennstoffproduktion" aus Stromüberschüssen (PtX-Anwendungen) wird als insgesamt begrenzt eingeschätzt, da mit zunehmender Flexibilität auch Überschüsse zurückgehen, so die Studienautoren. Hintergrund ist dabei auch die Annahme, dass es sich um ein angepasstes Netz ohne dauerhafte Engpässe ("Kupferplatte") handelt und somit keine netzengpassbedingten Abschaltungen von Erneuerbaren Energien erfolgen.

Im Gegensatz dazu bewertet die Studie das Ziel einer 95-prozentigen Reduktion bis 2050 als schwierig zu erreichen. Für eine erfolgreiche Umsetzung müsste der Großteil der Wirtschaft komplett ohne den Ausstoß von Treibhausgasen funktionieren, da Emissionen in Sektoren wie der Landwirtschaft oder in bestimmten Industrieprozessen nicht vermieden werden können. Hierfür wäre u. a. notwendig, die fossilen Energieträger vollständig auf die Produktion und den Import erneuerbarer Brenn- und Kraftstoffe (PtG/PtL) umzustellen, die verbleibenden fossilen Erzeugungskapazitäten zu 100 Prozent mit synthetischem Gas zu betreiben und damit das Gasnetz zu einem saisonalen Speicher zu machen. Hiermit erreiche man aber laut Studienautoren die Grenzen technischer Machbarkeit und gesellschaftlicher Akzeptanz.

Insgesamt werden Mehrinvestitionen gegenüber dem Referenzszenario in Höhe von 1,5 bzw. 2,3 Billionen Euro bis 2050 prognostiziert, wenn eine Reduktion von 80 bzw. 95 Prozent gegenüber 1990 erreicht werden soll. Nach Abzug von Energieeinsparungen verbleiben bis 2050 Mehrkosten von 470 bzw. 960 Milliarden Euro. Gleichzeitig können klimapolitische Maßnahmen sich aber in 2050 positiv auf das deutsche Bruttoinlandsprodukts auswirken und dieses um 0,4 bis 0,9 Prozent erhöhen. Der Effekt ist besonders hoch, wenn für den globalen Klimaschutz ein „Level Playing Field“ etabliert wird.

Aus Sicht der Gasbranche ist es kritisch zu sehen, dass Gas im Wärmemarkt bereits im 80 Prozent-Klimapfad mit 59 TWh in 2050 keine bedeutende Rolle mehr spielt. Im 95 Prozent-Klimapfad werden laut Studie sogar nur noch 6 TWh synthetische Brennstoffe für Raumwärme und Warmwasser benötigt. Dabei haben die Studienautoren nach eigenen Angaben ihre Annahmen zur PtX-Technologie bewusst "konservativ" gewählt und deuten an, dass z. B. Kostensenkungen und Steigerungen des Wirkungsgrads von Elektrolyseuren zu "fundamentalen" Änderungen des Technologiemixes führen könnten. Von diesen wird jedoch in der Studie nicht ausgegangen.

Eine Konsequenz daraus ist, das PtG in der BDI-Studie eine sehr teure Option ist. Daraus resultiert auch ein weiteres Ergebnis: der nahezu flächendeckende Einsatz von 14 Mio. bzw. 16 Mio. elektrischen Wärmepumpen im 80 Prozent- bzw. 95 Prozent-Klimapfad für 2050 im Wärmemarkt. Der verstärkte Einsatz von Wärmepumpen setzt aber eine Dämmung der Gebäude voraus. Hierfür wird eine Steigerung der Sanierungsrate auf 1,7 Prozent bzw. 1,9 Prozent notwendig. Diese Verdoppelung der Sanierungsaktivität ist vor dem Hintergrund der Stagnation auf einem Niveau von 0,8-1,0 Prozent seit vielen Jahren trotz Verstetigung der Fördermittel nicht annähernd absehbar. Darüber hinaus vernachlässigt die Studie die mangelnde Bezahlbarkeit dieser Anwendungstechnologie für einzelne Verbrauchergruppen und damit die Sozialverträglichkeit.

Studie "Klimapfade für Deutschland"


Agora Energiewende: Synthetische Brennstoffe

Eine Studie von Frontier Economics verdeutlicht, dass Kostenvorteile beim Import von synthetischen Heiz- und Kraftstoffen aufgrund günstiger Standortbedingungen im Ausland möglich sind

März 2018. Zu welchen Kosten können synthetische Brennstoffe hergestellt werden – in Deutschland und im Ausland? Diese Frage untersucht eine Studie von Frontier Economics, die im Auftrag der Agora Energiewende erstellt und im Februar 2018 vorgestellt wurde.

Die Autoren gehen dabei von potenziellen Vorteilen aus, die sich aus günstigeren Standortbedingungen im Ausland (wie beispielsweise eine hohe Sonneneinstrahlung) ergeben könnten. Hierdurch könnten sich Kostenvorteile gegenüber einer Produktion in Deutschland ergeben. Zudem argumentieren sie, dass der Import der synthetischen Brennstoffe attraktiv werden könnte, wenn langfristig die Standorte für EE-Anlagen in Deutschland knapp würden.

Die Studie untersucht exemplarisch sechs Standort- und Technologieoptionen. Dabei vergleicht sie die Kosten für Offshore-Windkraft in der Nord- und Ostsee mit fünf Optionen von importierten synthetischen Heiz- und Kraftstoffen, wie zum Beispiel Photovoltaik aus Nordafrika. Der Fokus liegt dabei auf den Importkosten von synthetischem Methan und synthetischen Flüssigkraftstoffen.

Die Ergebnisse zeigen, dass sich die Kosten der untersuchten Brennstoffe mittel- bis langfristig an die Kosten fossiler Energieträger angleichen. Dies ist neben zu erwartenden Kostendegressionen bei den Investitionskosten der EE-Erzeugungsanlagen und der Umwandlungsanlagen auch auf steigende Wirkungsgrade der Wasserstoffelektrolyse zurückzuführen. Daneben gleichen sich auch die Kosten der Standort- und Technologieoptionen untereinander im Zeitverlauf an.

Als wesentliche Kostenbestandteile identifiziert die Studie neben den Stromerzeugungskosten die Auslastung sowie die Investitionskosten der Umwandlungsanlagen. Die Autoren betonen jedoch, dass hohe Unsicherheiten bezüglich der zukünftigen Kostenentwicklungen bestehen.

Insgesamt kommt die Studie zu dem Ergebnis, dass Kostenvorteile beim Import synthetischer Heiz- und Kraftstoffe auf Basis Erneuerbarer Energien möglich sind. Laut Autoren ist damit aber noch keine Aussage über eine mögliche Vorteilhaftigkeit gegenüber einer Elektrifizierungsstrategie möglich. Dies bedürfe weiterer Untersuchungen, so die Studie.

In den letzten Monaten wurden hierzu allerdings zahlreiche Studien vorgelegt: u. a. die dena/geea Gebäudestudie, eine Studie im Auftrag der Gelsenwasser, OGE und Rheinenergie sowie die Studie des FNB Gas, die u. a. auch von Frontier Economics verfasst wurde. Alle Studien ermitteln erhebliche Einsparungen durch eine technologieoffene Dekarbonisierungsstrategie im Vergleich zur vornehmlichen Elektrifizierung.

Studie "Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe"

Weitere Studien ERDGAS

Weitere Studien und Analysen zum Energieträger ERDGAS sowie zu energiepolitisch relevanten Themen finden haben wir für Sie aufbereitet.

Zu den Studien ERDGAS

Ihr Ansprechpartner:

Dr. Norbert Azuma-Dicke
Leiter Public Affairs
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