PtG-Potenziale im ONTRAS-Netzgebiet

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1 PtG-Potenziale im ONTRAS-Netzgebiet Endbericht zur Kurzstudie der nymoen strategieberatung Ina Adler Leiterin Energiepolitik und Kommunikation

2 Einführung und Hintergrund der Kurzstudie Die Bundesregierung hat sich im Energiekonzept ambitionierte Ziele gesetzt: bis 2030 sollen die CO 2 -Emissionen um 55 % und bis 2050 um % gegenüber 1990 sinken. Seit dem Pariser Klimaschutzabkommen vom November 2015 ist klar, dass die für 2050 avisierten Ziele einer CO 2 -Einsparung von % am oberen Rand zu erfüllen sind Das Ziel der Energiewende ist die weitgehende Dekarbonisierung der Energieversorgung in Deutschland bis 2050 Wichtiger Bestandteil der Dekarbonisierungsstrategie ist die Kopplung der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr In der politischen Diskussion wird die Sektorenkopplung häufig mit einer Elektrifizierung aller Sektoren gleichgesetzt Klimaschutzplan 2050 Ziel: Weitgehende Dekarbonisierung aller Sektoren bis 2050 Grünbuch Energieeffizienz Ziel: Steigerung der Energieeffizienz, um Elektrifizierung realisieren zu können Elektrifizierung durch das Instrument der Sektorkopplung und unter der Voraussetzung der Energieeffizienzsteigerung Impulse Paper Electricity 2030 Ziel: sichere, kostengünstige und klimafreundliche Stromversorgung Alle Papiere setzen auf dem Dreiklang der Energiewende auf: 1. In allen Sektoren muss der Energiebedarf deutlich und dauerhaft verringert werden 2. Soweit möglich ist die direkte Nutzung EE sicherzustellen 3. EE-Strom wird in allen Sektoren eingesetzt (Sektorkopplung) ONTRAS setzt sich dafür ein, Power-to-Gas als Option für die künftige Energieversorgung zu etablieren. Die Nutzung von CO 2 -neutralem Grünen Gas leistet einen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele, ermöglicht eine langfristige Speicherung der zunehmenden erneuerbaren Strommengen und wahrt langfristig die Bedeutung der Gasinfrastruktur. 2

3 Zielsetzung und Motivation der Kurzstudie Die nymoen strategieberatung (im Folgenden: nsb) hat daher im Auftrag von ONTRAS zwei verschiedene Sektorenkopplungspfade entwickelt unter Berücksichtigung der Zielsetzung einer Dekarbonisierung der Sektoren bis 2050 Ziel war es, die Wirtschaftlichkeit und Klimawirkung von Grün Gas und der Nutzung der bestehenden Gasinfrastruktur bis 2050 aufzuzeigen und mit dem politisch forcierten Weg der All Electric Society zu vergleichen All Electric Grünes Gas Was würde eine umfassende Elektrifizierung an zusätzlicher installierter EE-Leistung bedeuten? Welchen Flächenbedarf benötigt man zur Erzeugung des benötigten erneuerbaren Stroms? Inwieweit muss die Infrastruktur für den Transport ertüchtigt werden? Wie hoch sind die Kosten für die Realisierung dieses Szenarios? Welchen (Wind)Strombedarf benötigen wir, wenn wir fossile Energieträger durch SNG oder H2 ersetzen wollen? Welchen Flächenbedarf benötigt man zur Erzeugung des benötigten erneuerbaren Stroms? Wie hoch ist die installierte Leistung an PtG-Anlagen, die zur Deckung der Bedarfe benötigt wird? Wie hoch sind die Kosten für die Realisierung dieses Szenarios? Die Studie soll die Potenziale von Power-to-Gas (PtG) im ONTRAS-Netzgebiet aufzeigen. 1) Prognos (2014) 2) Synthetic Natural Gas 3

4 Vorgehen der Kurzstudie Datengrundlage Energiereferenzprognose, Prognos Endenergiebedarfe Je Sektor (Private HH, GHD, Industrie, Verkehr) differenziert nach Energieträgern Zensus2011, Statistisches Bundesamt Schlüsselung ONTRAS- Netzgebiet Anzahl Einwohner oder Wohnungen Anzahl Unternehmen Anzahl Zulassungen PkW u. a. GEMIS 4.94 CO2-Emissionsfaktoren für die einzelnen Energieträger Summe der Gasbedarfe je Sektor Szenario 1 Elektrifizierung CO 2 -Emissionslast Status quo Szenario 2 Grün-Gas-Strategie Parameterblatt Je Stichjahr und Sektor: Elektrifizierung von x % der Erdgas-, Heizöl- und Kohlebedarfe Je Stichjahr und Sektor: Ersatz von x % der Kohle-/Ölbedarfe durch Erdgas Ersatz von x % der Erdgasbedarfe durch SNG und H 2 Zusätzlicher Strombedarf Netzausbaukosten Veränderung der Endenergiebedarfe Veränderung der Endenergiebedarfe SNG / H 2 - Bedarf Bedarf an Windleistung Batteriespeicherbedarf Kosten, Max. Kosten Flächenbedarf Sanierung führt zu veränderten Endenergiebedarfen und einem reduzierten zusätzlichen Strombedarf Senkung CO 2 - Emissionen Zusätzliche Kosten: phh: Umstellung Heizungssystem + Sanierung Verkehr: Ladesäulen Senkung CO 2 -Emissionen Zusätzliche Kosten: phh: Umrüstung auf Gaskessel Bedarf an PtG-Leistung Bedarf an Windleistung Kosten, Max. Flächenbedarf Kosten für installierte Leistung PtG 4

5 Gliederung 1. Darstellung der aktuellen Bedarfssituation der einzelnen Sektoren und daraus resultierende Emissionslast Status quo (-Szenario) 1a. Anteil der Energieträger am Endenergiebedarf der einzelnen Sektoren 1b. Emissionslast der Sektoren 2. Entwicklung des Endenergiebedarfs und der Emissionslast auf Grundlage der Energiereferenzprognose Szenario- Entwicklung 3. Entwicklung von zwei Szenarien ( All Electric, Grün Gas ) Parametisierung 4. Vorstellung der Szenarien Auswertung 4a. All Electric -Szenario: Substitution der Kohle, Heizöl- und Erdgasanteile 4b. Grün Gas -Szenario: Substitution der Erdgasanteile durch Biomethan, Wasserstoff, SNG 4c. Gegenüberstellung der Szenarien 5

6 Status Quo Als Primärquelle wird die Energiereferenzprognose als Ausgangsbasis verwendet Die Studie im Auftrag vom BMWi von Prognos, EWI und GWS liefert u. a. die Endenergiebedarfe für die Sektoren private Haushalte, GHD, Industrie und Verkehr Private Haushalte 235 TWh (36,3 %) GHD 108 TWh (28,9 %) TWh TWh TWh Anteil Erdgas: 597 TWh (24,2 %) Industrie 732 TWh TWh TWh (34,3 %) Verkehr 3 TWh (0,4 %) Erneuerbare Energien Fernwärme Strom Gas Öl/Kraftstoffe Braunkohle Steinkohle Nicht erneuerbare Abfälle 6

7 Status Quo Die Berechnung der CO 2 -Emissionen erfolgt auf Basis der Endenergiebedarfe der Energiereferenzprognose und zugrunde gelegter Emissionsfaktoren gemäß GEMIS 4.94 CO 2 -Emissionslast der einzelnen Sektoren in Gesamtdeutschland in 2011 (in Mio. t CO 2 ) 23,9 % 24,8 % Mio. t CO Private Haushalte GHD Industrie Verkehr 33,2 % 18,1 % 7

8 Status Quo Aufschlüsselung ONTRAS-Netzgebiet Die Anzahl der Einwohner, Unternehmen und Pkw in Ostdeutschland dienen als Datenschlüssel für das Netzgebiet der ONTRAS Anzahl Einwohner* Private HH 19,8 % Anzahl Unternehmen GHD 18,2 % Anzahl Unternehmen Industrie 18,2 % Anzahl Pkw Verkehr 17,4 % 8

9 Status Quo ONTRAS-Netzgebiet Private Haushalte 21 TWh (29,6 %) TWh (36,7 %) 128 TWh GHD TWh TWh Anteil Erdgas: 113 TWh (25,2 %) TWh TWh Industrie 46 TWh (34,6 %) Verkehr 0 TWh (0 %) 20 Erneuerbare Energien Fernwärme Strom Gas Öl/Kraftstoffe Braunkohle Steinkohle Nicht erneuerbare Abfälle 9

10 Status Quo ONTRAS-Netzgebiet Die Berechnung der CO 2 -Emissionen erfolgt auf Basis der mit Hilfe des Datenschlüssels errechneten Endenergiebedarfe für das ONTRAS-Netzgebiet und zugrunde gelegter Emissionsfaktoren gemäß GEMIS 4.94 CO 2 -Emissionslast der einzelnen Sektoren im ONTRAS-Netzgebiet in ,5 % 26,8 % Mio. t CO Private Haushalte GHD Industrie Verkehr 32,4 % 17,6 % 10

11 Gliederung 1. Darstellung der aktuellen Bedarfssituation der einzelnen Sektoren und daraus resultierende Emissionslast Status quo (-Szenario) 1a. Emissionslast der Sektoren 1b. Anteil der Energieträger am Endenergiebedarf der einzelnen Sektoren 2. Entwicklung des Endenergiebedarfs und der Emissionslast auf Grundlage der Energiereferenzprognose Szenario- Entwicklung 3. Entwicklung von zwei Szenarien ( All Electric, Grün Gas ) Parametrisierung 4. Vorstellung der Szenarien Auswertung 4a. All Electric -Szenario: Substitution der Kohle, Heizöl- und Erdgasanteile 4b. Grün Gas -Szenario: Substitution der Erdgasanteile durch Biomethan, Wasserstoff, SNG 4c. Gegenüberstellung der Szenarien 11

12 Energiereferenzprognose Als Primärquelle wird die Energiereferenzprognose als Ausgangsbasis verwendet Die Studie betrachtet u. a. die Entwicklung der Endenergiebedarfe in einem Trend- und einem Zielszenario für die Sektoren private Haushalte, GHD, Industrie und Verkehr Wichtige Annahmen der Energiereferenzprognose im Trendszenario Allgemeine Annahmen: Das Trendszenario berücksichtigt eine weiter verschärfte Energie- und Klimaschutzpolitik ebenso wie bestehende Hemmnisse für deren Umsetzung. Die Ziele des Energiekonzepts werden nicht erreicht. Demografische Entwicklung: Die Bevölkerung geht bis 2050 gegenüber 2011 um 8,9 % zurück, die Anzahl Haushalte steigt hingegen um 1,3 % 1 Annahmen zum Wärmemarkt: Der Anteil Erdgas an der Anzahl beheizter Wohnungen bleibt bis zum Jahr 2050 mit % konstant; 2 Die Sanierungsrate steigt bis 2030 auf 1,25 %, bis 2050 auf 1,35 %; 3 Der Anteil Biogas am Raumwärmeverbrauch beträgt 6 % in 2030 und 13 % in Annahmen zum Verkehr: Der Anteil biogener Kraftstoffe verdoppelt sich zwischen 2011 und 2030 auf 11 %; Der Anteil Biogas am Methaneinsatz beträgt 2030 (2050) 5,7 % (11,8 %); 5 Elektro-Pkw sind bis ,5 Mio. und ,8 Mio. zugelassen 6 Prognos, EWI, GWS (2014) 1) S. 64 2) S ) S ) S.150 5) S ) S

13 Energiereferenzprognose ONTRAS-Netzgebiet % Erdgas: -25 TWh (-53 %) % Erdgas: -13 TWh (-28 %) 109 Rückgang Erdgas: -46 TWh (-39 %) % Erdgas: -16 TWh (-76 %) % Erdgas: +8,3 TWh 92 Erneuerb. Energien Fernwärme Strom Gas Öl/Kraftstoffe Braunkohle Steinkohle Nicht erneuerb. Abfälle Wasserstoff 13

14 CO 2 -Emissionslast ONTRAS-Netzgebiet -55 % -48 % -79 % -69 % Rückgang CO 2 : -117 Mio. t (-69 %) -19 % -35 % -65 % -85 % 14

15 Gliederung 1. Darstellung der aktuellen Bedarfssituation der einzelnen Sektoren und daraus resultierende Emissionslast Status quo (-Szenario) 1a. Emissionslast der Sektoren 1b. Anteil der Energieträger am Endenergiebedarf der einzelnen Sektoren 2. Entwicklung des Endenergiebedarfs und der Emissionslast auf Grundlage der Energiereferenzprognose Szenario- Entwicklung 3. Entwicklung von zwei Szenarien ( All Electric, Grün Gas ) Parametrisierung 4. Vorstellung der Szenarien Auswertung 4a. All Electric -Szenario: Substitution der Kohle, Heizöl- und Erdgasanteile 4b. Grün Gas -Szenario: Substitution der Erdgasanteile durch Biomethan, Wasserstoff, SNG 4c. Gegenüberstellung der Szenarien 15

16 Parametrisierung Szenario 1 Elektrifizierung CO 2 -Emissionslast Status quo Szenario 2 Grün-Gas-Strategie Parameterblatt Je Stichjahr und Sektor: Elektrifizierung von x % der Erdgas-, Heizölund Kohlebedarfe Je Stichjahr und Sektor: Ersatz von x % der Kohle-/Ölbedarfe durch Erdgas Ersatz von x % der Erdgasbedarfe durch SNG und H 2 Zusätzlicher Strombedarf Netzausbaukosten Veränderung der Endenergiebedarfe Veränderung der Endenergiebedarfe SNG / H 2 - Bedarf Bedarf an Windleistung Batteriespeicherbedarf Senkung CO 2 - Emissionen Senkung CO 2 -Emissionen Bedarf an PtG-Leistung Kosten, Max. Flächenbedarf Kosten Sanierung führt zu veränderten Endenergiebedarfen und einem reduzierten zusätzlichen Strombedarf Zusätzliche Kosten: phh: Umstellung Heizungssystem + Sanierung Verkehr: Ladesäulen Zusätzliche Kosten: phh: Umrüstung auf Gaskessel Bedarf an Windleistung Kosten, Max. Flächenbedarf Kosten für installierte Leistung PtG 16

17 Parametrisierung Im All Electric Szenario erfolgt eine schrittweise und sektorenübergreifende Elektrifizierung des Wärmemarktes All Electric Elektrifizierungspfad für die Erdgas-, Heizöl- und Kohlebedarfe Private Haushalte1 GHD1 Industrie2 Verkehr Erdgas Heizöl Kohle Erdgas Heizöl Kohle Erdgas Mineralöl Kohle Erdgas Kraftstoffe 0 % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % 0 % 20 % 60 % 100 % 100 % 100 % 0 % 20 % 60 % 100 % 100 % 100 % 0 % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % 0 % 20 % 60 % 100 % 100 % 100 % 0 % 20 % 60 % 100 % 100 % 100 % 0 % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % 0 % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % 0 % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % 0 % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % 0 % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % 1) Entspricht hautsächlich dem Wärmebedarf; private HH: Wärmepumpen (70 %), Direktstromheizungen (30 %) gemäß nsb (2017), S. 66; GHD: Wärmepumpen (50 %), Direktstromheizungen (50 %) 2) Aufgrund hohem Anteils Prozesswärme Annahme: 100 % Wirkungsgrad 17

18 Parametrisierung Der zur Elektrifizierung benötigte Strombedarf wird durch einen Zubau an Windenergieanlagen (Onshore) bereitgestellt. Investitionskosten für Windenergieanlagen 1 (Inbetriebnahme 2016/2017) Hauptinvestitionskosten (Anlagenkosten, Transport, Installation) eines Anlagentyps mit 2-3 MW, m Nabenhöhe): Investitionsnebenkosten (Fundament, Netzanbindung, Erschließung, Planung): Rückgang der Investitionskosten bis 2050 auf /kw Betriebskosten 1 (Wartung, Reparatur, Pacht, kaufmännische und technische Betriebsführung, Versicherungen): Leistung (MW/WEA) : 3 MW Abschreibungsdauer 1 : 20 Jahre 1160 /kw 390 /kw 3,6 % Flächenbedarf 2 (WEA/m 2 ): m 2 (Annahme nsb: m²) Vollbenutzungsstunden 3 : h (Annahme nsb: 2.750) 1) BWE, VDMA (2015) 2) DEWI (2015), S. 5 3) 50Hertz (2016), S

19 Parametrisierung Für eine bedarfsgerechte Bereitstellung des Stroms wird ein zusätzlicher Speicherbedarf modelliert. Investitionskosten Batteriespeicher 2 MW Leistung, und 2,7 MWh Kapazität Abschreibungsdauer: 20 Jahre Betriebskosten: 3 % / Jahr Jährliche Zyklen: 750 / Jahr Kapitelkosten: 3 % / Jahr Speichergestehungskosten: Absinkend auf 0,08 /kwh in 2050 (Annahme nsb: -57 %) Kostendegression für Stromspeicher zwischen 2020 und 2050 Je nach Technologien: Blei-Säure- (-79 %), NaS- (-86 %%), Lithium- (-69 %), Redox-Flow-Batterien (-66 %) Herleitung des Speicherbedarfes bis 2050 Szenario mit einem Anteil an Erneuerbaren Energien von Benötigter Anteil Stromspeicher zur Deckung des Strombedarfs 2,7 Mio. 1 0,185 /kwh % % ca. 20 % 1) Weckbrodt (2015 ); die aktuellen Speicherkosten wurden anhand des Batteriegroßspeichers der DREWAG abgeleitet 2) Fraunhofer UMSICHT, Fraunhofer IWES (2014) 19

20 Parametrisierung Auf Niederspannungsebene entstehen Kosten für den Stromtransport zum Endkunden Investitionskosten auf Ebene der Niederspannung 1 (je nach Art der Versiegelung: /m) Länge des Stromnetzes auf Niederspannungsebene 2 Laut BDEW für Deutschland Geschlüsselt nach anteiliger Fläche ONTRAS-Netzgebiet /km km km Für die Ebene der Mittel- und Hochspannung erfolgt eine grobe Abschätzung der Investitionskosten auf Basis der Daten der dena Verteilnetzstudie (2012) Investitionskosten auf Ebene der Mittel- und Hochspannung 3 Zubau an Windenergie Onshore/Offshore, Wasserkraft und KWK (konventionell) Investitionskosten je Spannungsebene zwischen 2015 und 2030 Mittelspannung Hochspannung Investitionskosten je zusätzlich installierter Leistung 3 Mittelspannung: 100 Mio. Euro/GW Hochspannung: 223 Mio. Euro/GW 1) Informationen eines Verteilnetzbetreibers 2) BDEW (2014) 3) dena (2012) 47,2 GW 4,6 Mrd. 10,5 Mrd. 20

21 Parametrisierung Durch die Elektrifizierung des Wärmemarktes findet eine Umstellung auf Wärmepumpen und Direktstromheizungen statt Jahresarbeitszahl (JAZ) für Wärmepumpen 1 Die Studie der Agora Energiewende Wärmewende 2030 liefert ein arithmetisches Mittel von 3,2 abhängig vom Sanierungsstand des Gebäudes und der Art der Wärmepumpe (Luft/Erde) 2 Annahme nsb: Verbesserung der JAZ auf 4,5 in 2050 Der BDEW-Heizkostenvergleich 2017 liefert die Installationskosten für die Heizungssysteme. Basis sind die Kosten eines Heizungstauschs ohne Energieträgerwechsel 3,2 Investitionskosten 3 EFH Gaskessel Ölkessel Elektrische Wärmepumpe (inkl. Heizflächen) Direktstromheizungen Betrachtet werden die Differenzkosten; für bisherige Kohleöfen erfolgt keine Differenzkostenbetrachtung, sondern durch die vollständige Umstellung eine Vollkostenbetrachtung Um el. Wärmepumpen effizient einsetzen zu können, müssen die Gebäude saniert sein MFH Investitionskosten pro m² Bauteilfläche 4 Fassadendämmung (14 cm) 136 Dachdämmung 201 Fenster 2-fach WSV 352 1) Entscheidende Größe zur Berechnung des zusätzlichen Strombedarfs 2) Agora (2017), S. 85 3) BDEW (2017) 4) nsb (2017), S mit Gebäudegrößen/Bauteilflächen gemäß IWU (2015) 21

22 Parametrisierung Die Elektrifizierung des Straßenverkehrs im Personen- und Güterbereich führt neben der in der Referenzprognose angegebenen Anzahl Elektromobile zu einem Zuwachs der Elektromobilität und damit verbunden einem Ausbau der öffentlichen Ladesäuleninfrastruktur Investitionskosten Schnellladesäule 1 Jährliche Kostendegression gemäß Annahme des UBA 2 Jährliche Fahrleistung Verhältnis Anzahl Ladesäule/Anzahl Elektromobile 1 Annahme nsb: Reduzierung auf ein Verhältnis von 0,05 in ,5 % km 0,08 1) NPE (2015) 2) UBA (2016b), S. 59 Auch im Verkehrsbereich entstehen durch die Elektrifizierung Mehrkosten im Aufbau der benötigten Ladesäuleninfrastruktur. 22

23 Parametrisierung Szenario 1 Elektrifizierung CO 2 -Emissionslast Status quo Szenario 2 Grün-Gas-Strategie Parameterblatt Je Stichjahr und Sektor: Elektrifizierung von x % der Erdgas-, Heizölund Kohlebedarfe Je Stichjahr und Sektor: Ersatz von x % der Kohle-/Ölbedarfe durch Erdgas Ersatz von x % der Erdgasbedarfe durch SNG und H 2 Zusätzlicher Strombedarf Netzausbaukosten Veränderung der Endenergiebedarfe Veränderung der Endenergiebedarfe SNG / H 2 - Bedarf Bedarf an Windleistung Batteriespeicherbedarf Senkung CO 2 - Emissionen Senkung CO 2 -Emissionen Bedarf an PtG-Leistung Kosten, Max. Flächenbedarf Kosten Sanierung führt zu veränderten Endenergiebedarfen und einem reduzierten zusätzlichen Strombedarf Zusätzliche Kosten: phh: Umstellung Heizungssystem + Sanierung Verkehr: Ladesäulen Zusätzliche Kosten: phh: Umrüstung auf Gaskessel Bedarf an Windleistung Kosten, Max. Flächenbedarf Kosten für installierte Leistung PtG 23

24 Parametrisierung Im Grün Gas -Szenario erfolgt eine schrittweise Substitution der fossilen Energieträger durch SNG und Wasserstoff. Grün-Gas-Szenario Fuel Switch von Kohle und Öl auf Erdgas SNG % 10 % 25 % 40 % 70 % 100 % Grün-Gas-Szenario Aufwuchspfad der Kompensation von Erdgas durch SNG und H SNG H 2 1 Summe 0 % 6 % 17 % 25 % 55 % 95 % 0 TWh* 6 TWh 16 TWh 21 TWh 42 TWh 67 TWh 0 % 0,25 % 0,5 % 1 % 2 % 5 % 0 TWh* 0,3 TWh 0,5 TWh 0,9 TWh 1,5 TWh 3,5 TWh 0 % 6,25 % 17,5 % 26 % 57 % 100 % * Anteile gemäß Trendszenario 1) Regjo (2/2016), 2,2 Mio. m³ Wasserstoff im ONTRAS-Netz 24

25 Parametrisierung Analog zum Szenario 1 Elektrifizierung Investitionskosten für Windenergieanlagen 1 (Inbetriebnahme 2016/2017) Hauptinvestitionskosten (Anlagenkosten, Transport, Installation) eines Anlagentyps mit 2-3 MW, m Nabenhöhe): Investitionsnebenkosten (Fundament, Netzanbindung, Erschließung, Planung): 1160 /kw 390 /kw Rückgang der Investitionskosten bis 2050 auf /kw Betriebskosten 1 (Wartung, Reparatur, Pacht, kaufmännische und technische Betriebsführung, Versicherungen): 3,6 % Leistung (MW/WEA) : 3 MW Abschreibungsdauer 1 : 20 Jahre Flächenbedarf 2 (WEA/m 2 ): m 2 (Annahme nsb: m²) Vollbenutzungsstunden 3 : h (Annahme nsb: 2.750) Analog zum All Electric Szenario wird der benötigte Strombedarf durch einen Zubau an Windenergieanlagen bereitgestellt. 1) BWE, VDMA (2015) 2) DEWI (2015), S. 5 3) 50Hertz (2016), S

26 Parametrisierung Als Basis des Grün-Gas-Szenarios dienen verschiedene Studien, die sich mit dem Einsatz von Power-to-Gas beschäftigt haben. Die Parameter für die Elektrolyse und Methanisierung werden unterschiedlichen Studien, wie z.b. Öko-Institut, Forschungsstelle für Energiewirtschaft, etc. entnommen: Investitionskosten für die Elektrolyse 1 Absinkend auf 300 /kw in 2050 Wirkungsgrad = 75 % 2 Investitionskosten für die Methanisierung 1 Absinkend auf 400 /kw in 2050 Wirkungsgrad = 83 % 2 Betriebskosten 3 (Elektrolyse, Methanisierung) CO 2 -Gewinnung 3 (Methanisierung) Benötigte Menge CO 2 /MWh 4 Abschreibungsdauer /kw /kw 3 % der Investitionskosten/Jahr 50 /t CO 2 0,2 t/mwh 20 Jahre 1) AEE (2016) 2) Sterner/Stadler (2014), S. 329, 423 ff. 3) FFE (2014) ; Jensen et al. (2015); Sieling et al. (2014), S. 51 4) Öko-Institut (2014), S

27 Parametrisierung Die Umstellungskosten auf Gaskessel werden auf Basis des BDEW- Heizkostenvergleichs 2017 berechnet. Der BDEW-Heizkostenvergleich 2017 liefert die Installationskosten für verschiedene Heizungssysteme. Für die Betrachtung der Umstellungskosten auf Gaskessel sind die Kosten des Kesseltauschs bei einem zusätzlichen Energieträgerwechsel relevant Investitionskosten 1 Gaskessel Ölkessel Hieraus lassen sich wiederum die geringen Differenzkosten bei einer Umstellung von Ölkessel auf Gaskessel ermitteln Für bisherige Kohleöfen ergeben sich auch hier nach eigener Annahme die Gesamtkosten eines Gaskessels (Komplettsanierung im BDEW-Heizkostenvergleich 2017): Investitionskosten (Komplettsanierung) Gaskessel 1) BDEW (2017) EFH EFH MFH MFH

28 Parametrisierung Den CO 2 -Emissionen liegen folgende CO 2 -Emissionsfaktoren zugrunde CO 2 -Emissionsfaktoren Erneuerbare Energien 0 Braunkohle Fernwärme Nichterneuerbare Abfälle Erdgas Steinkohle Mineralölprodukte Wasserstoff 0 Heizöl SNG Strommix ) GEMIS ) UBA (2016a) 3) BDEW (2017), S. 12 4) nsb 5) UBA (2016a); Öko-Institut, Fraunhofer ISI (2016), S

29 Gliederung 1. Darstellung der aktuellen Bedarfssituation der einzelnen Sektoren und daraus resultierende Emissionslast Status quo (-Szenario) 1a. Emissionslast der Sektoren 1b. Anteil der Energieträger am Endenergiebedarf der einzelnen Sektoren 2. Entwicklung des Endenergiebedarfs und der Emissionslast auf Grundlage der Energiereferenzprognose Szenario- Entwicklung 3. Entwicklung von zwei Szenarien ( All Electric, Grün Gas ) Parametrisierung 4. Vorstellung der Szenarien Auswertung 4a. All Electric -Szenario: Substitution der Kohle, Heizöl- und Erdgasanteile Ableitung des zusätzlichen Strombedarfs, Zubau an Windkraftanlagen Netzausbaukosten Emissionslast der Sektoren 4b. Grün Gas -Szenario: Substitution der Erdgasanteile durch Biomethan, Wasserstoff, SNG 4c. Gegenüberstellung der Szenarien

30 Modellierungslogik Die Ergebnisse der Kosten und Emissionen sind durch folgende weitere Prämissen determiniert: All Electric Sinkender CO 2 -Emissionsfaktor für Strom bis 2050; durch Elektrifizierung zusätzlich benötigter Windstrom wird mit einem CO 2 -Emissionsfaktor von 0 bewertet Berücksichtigung des zusätzlichen Netzausbaubedarfs Sinkende Kosten für Windenergieanlagen und die Stromspeicherung durch Batterien Verkehrssektor: Elektrifizierung allein des (Personenund Güter-) Straßenverkehrs Zusätzliche Kosten bei vollst. Elektrifizierung: Differenz- bzw. Vollkostenbetrachtung beim Umstellung des Gas-/Ölkessels bzw. Kohleofens auf eine elektrische Wärme-pumpe/Direktheizung im Sektor phh Kosten für die vollständige Sanierung (Dämmung von Fassade, Dach und Fenstern) als Voraussetzung für einen Einsatz von Wärmepumpen und Direktheizungen Aufbau der Ladesäuleninfrastruktur im Verkehrsbereich Grün Gas SNG und Wasserstoff werden mit einem Emissionsfaktor von 0 bewertet, da ausschließlich EE-Strom eingesetzt wird Sinkende Kosten für Windenergie- und Powerto-Gas-Anlagen Verkehrssektor: Vollständige Substitution durch Gas Zusätzliche Kosten: Differenz- bzw. Vollkostenbetrachtung bei der Umstellung des Ölkessels/Kohleofens auf einen Gaskessel im Sektor private Haushalte Aufgrund der schwierigen Quantifizierung werden die technologieabhängigen Umstellungskosten beim Endkunden im Bereich GHD und Industrie in beiden Szenarien nicht betrachtet. 30

31 Szenario Elektrifizierung CO 2 -Emissionen Im All Electric Szenario gehen die CO 2 -Emissionen um 91 % zurück % % 5 34 Rückgang CO 2 : (-91 %) % % 5 Erneuerb. Energien Fernwärme Strom Gas Öl/Kraftstoffe Braunkohle Steinkohle Nicht erneuerb. Abfälle Wasserstoff 31

32 Szenario Elektrifizierung Endenergiebedarfe Im All Electric Szenario geht der Gasabsatz um mehr als 110 TWh zurück % -47 TWh % -20 TWh 37 Rückgang Gasabsatz: -111 TWh % -46 TWh % +2 TWh 50 Erneuerb. Energien Fernwärme Strom Gas Öl/Kraftstoffe Braunkohle Steinkohle Nicht erneuerb. Abfälle Wasserstoff 32

33 Szenario Elektrifizierung Kosten für Windenergie- und Netzausbau Zubau an Windkraftanlagen und erforderlichen Speichern (kumuliert) Jahr Zusätzl. Strombedarf (TWh) 0 13,2 30,7 43,8 58,1 70,0 1 GW el Anzahl 0 0 4, , , , , km² Kumulierte jährliche Kosten in Mio Die Gesamtkosten für den zusätzlichen Ausbau der Windenergie liegen bei ca. 90 Mrd. Euro, die des Netzausbaus bei fast 40 Mrd. Euro. 33

34 Szenario Elektrifizierung Kosten für Windenergie- und Netzausbau Netzausbaukosten (kumulierte jährliche Kosten in Mio. ) Jahr NS MS HS Gesamt Die Gesamtkosten für den zusätzlichen Ausbau der Windenergie liegen bei ca. 90 Mrd. Euro, die des Netzausbaus bei fast 40 Mrd. Euro. 34

35 Szenario Elektrifizierung Mehrkosten im Wärmemarkt und Verkehr Kumulierte Kosten durch die Heizungsumstellung und damit verbundene Sanierung (in Mio. Euro) Jahr Kosten für Wärmepumpen/ Direktheizungen Kosten für Dämmung Durch die Umstellung auf elektrische Wärmeerzeuger und den Ladeinfrastrukturausbau ergeben sich Kosten von gut 90 Mrd. Euro. 35

36 Szenario Elektrifizierung Mehrkosten im Wärmemarkt und Verkehr Kumulierte Kosten durch den Aufbau der öffentlichen Ladesäuleninfrastruktur Jahr Anzahl zusätzl. Elektromobile Anzahl zusätzl. Ladesäulen Kosten für Ladesäulen (in Mio. Euro) Durch die Umstellung auf elektrische Wärmeerzeuger und den Ladeinfrastrukturausbau ergeben sich Kosten von gut 90 Mrd. Euro. 36

37 Szenario Elektrifizierung Benötigte Leistung und Fläche Ergebnis 2050 Sachsen-Anhalt Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Thüringen 25,5 GW el km² Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Sachsen Mecklenburg-Vorpommern Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Berlin Fläche 1 : 892 km² Brandenburg Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktion 2 : 900 km² Leistung (2016) 3 : MW Im ONTRAS-Netzgebiet sind bereits 16,8 GW Windleistung installiert; 25,5 GW müssen für eine Elektrifizierung noch hinzugebaut werden. 1) Statistische Ämter des Bundes und der Länder (2014) 2) BWE (2011), p. 11 3) BWE (2016) 37

38 Gliederung 1. Darstellung der aktuellen Bedarfssituation der einzelnen Sektoren und daraus resultierende Emissionslast Status quo (-Szenario) 1a. Emissionslast der Sektoren 1b. Anteil der Energieträger am Endenergiebedarf der einzelnen Sektoren 2. Entwicklung des Endenergiebedarfs und der Emissionslast auf Grundlage der Energiereferenzprognose Szenario- Entwicklung 3. Entwicklung von zwei Szenarien ( All Electric, Grün Gas ) Parametrisierung 4. Vorstellung der Szenarien 4a. All Electric -Szenario: Substitution der Kohle, Heizöl- und Erdgasanteile Auswertung 4b. Grün Gas -Szenario: Substitution der Erdgasanteile durch Biomethan, Wasserstoff, SNG Ableitung des zusätzlichen Strombedarfs, Zubau an Windkraftanlagen Benötigte Mengen PtG-Anlagen Emissionslast der Sektoren 4c. Gegenüberstellung der Szenarien

39 Grün-Gas-Szenario CO 2 -Emissionen Im Grün-Gas-Szenario gehen die CO 2 -Emissionen um 94 % zurück % % 3 5 Rückgang CO 2 : (-94 %) % % 0,5 Erneuerb. Energien Fernwärme Strom Gas Öl/Kraftstoffe Braunkohle Steinkohle Nicht erneuerb. Abfälle Wasserstoff 39

40 Grün-Gas-Szenario Endenergiebedarfe Der Gasabsatz wächst im Grün-Gas-Szenario auf 143 TWh % -19 TWh (-40 %) % -1 TWh (-2 %) TWh (-55 %) Steigerung Gasabsatz: +31 TWh (+28 %) TWh % % Erneuerb. Energien Fernwärme Strom Gas Öl/Kraftstoffe Braunkohle Steinkohle Nicht erneuerb. Abfälle Wasserstoff 40

41 Grün-Gas-Szenario Aufwuchspfad Grün Gas Der Energieträger Erdgas erreicht 2040 einen Anteil von fast 60 % grünem Gas. Durch den stufenweisen Wechsel der fossilen Energieträger zu Gas und der folgenden anteiligen Beimischung von grünem Gas ergibt sich folgende Zusammensetzung für den Energieträger Erdgas Zusammensetzung des Energieträgers Gas Durch den zusätzlichen Fuel Switch ist 2040 noch ein Anteil von fast 60 TWh Erdgas im Markt 41

42 Grün-Gas-Szenario Kosten für Windenergie- und PtG-Anlagen Zubau an Windkraftanlagen (kumuliert) Jahr Zusätzl. Strombedarf (TWh) 0 11,4 34,7 53,2 126,2 228,4 1 GW el Anzahl 0 0 4, , , , , km² Kum. jährliche Kosten in Mio Um die nötigen Mengen H 2 und SNG produzieren zu können, müssen bis 2050 ca. 83 GW Windenergieanlagen gebaut werden. 42

43 Grün-Gas-Szenario Kosten für Windenergie- und PtG-Anlagen Benötigte Leistung PtG-Anlagen (kumuliert) Jahr Elektrolyse GW el Methanisierung GW el Kum. jährliche Kosten in Mio ,1 3, ,6 9, ,4 14, ,9 33, ,1 59, Um die nötigen Mengen H 2 und SNG produzieren zu können, müssen bis 2050 ca. 83 GW Windenergieanlagen gebaut werden. 43

44 Grün-Gas-Szenario Mehrkosten im Wärmemarkt 1 Kosten durch die Heizungsumstellung (in Mio. Euro) Jahr Kosten für Gaskessel Bei der Umstellung auf Gasheizungen kommt es zu Mehrkosten im Wärmemarkt, die sich auf ca. 1,2 Mrd. Euro belaufen. 44

45 Grün-Gas-Szenario Benötigte Leistung und Fläche Ergebnis 2050 Sachsen-Anhalt Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Thüringen 83,1 GW el km² Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Sachsen Mecklenburg-Vorpommern Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Berlin Fläche 1 : 892 km² Brandenburg Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktionen 2 : km² Leistung (2016) 3 : MW Fläche 1 : km² Flächenpotential ohne Restriktion 2 : 900 km² Leistung (2016) 3 : MW Im ONTRAS-Netzgebiet sind bereits 16,8 GW Windleistung installiert; 83,1 GW müssen für das Grün-Gas-Szenario noch hinzugebaut werden. 1) Statistische Ämter des Bundes und der Länder (2014) 2) BWE (2011), p. 11 3) BWE (2016) 45

46 Gliederung 1. Darstellung der aktuellen Bedarfssituation der einzelnen Sektoren und daraus resultierende Emissionslast Status quo (-Szenario) 1a. Emissionslast der Sektoren 1b. Anteil der Energieträger am Endenergiebedarf der einzelnen Sektoren 2. Entwicklung des Endenergiebedarfs und der Emissionslast auf Grundlage der Energiereferenzprognose Szenario- Entwicklung 3. Entwicklung von zwei Szenarien ( All Electric, Grün Gas ) Parametrisierung 4. Vorstellung der Szenarien 4a. All Electric -Szenario: Substitution der Kohle, Heizöl- und Erdgasanteile Auswertung 4b. Grün Gas -Szenario: Substitution der Erdgasanteile durch Biomethan, Wasserstoff, SNG 4c. Gegenüberstellung der Szenarien Kostenvergleich Vergleich der verbleibenden CO2-Emissionen

47 Vergleich beider Szenarien CO 2 -Emissionen Entwicklung der CO 2 -Emissionen im ONTRAS-Netzgebiet 1-63 % -56 % -91 % -94 % Mit Blick auf 2050 kann mit beiden Szenarien das langfristige Ziel zur CO 2 -Reduktion erreicht werden mit Grün Gas sogar am oberen Rand. 1) eigene Berechnungen 47

48 Vergleich beider Szenarien CO 2 -Emissionen je Sektor Durch die größeren Potenziale von Gas im Verkehrsbereich ergeben sich hier höhere Einsparungen der CO 2 - Emissionen. 48

49 Vergleich beider Szenarien Kosten 2050 Aufgrund der schwierigen Quantifizierung werden die technologieabhängigen Umstellungskosten im Bereich GHD und Industrie nicht betrachtet Im Grün-Gas-Szenario wird mit dem Fokus auf Methanisierung der kostenintensivste Umwandlungspfad gewählt; ein höherer Wasserstoffanteil führt zu deutlichen Kosteneinsparungen 219,4 Mrd. euro 217,5 Mrd. euro Die Kostenbetrachtung weist tendenziell niedrigere Umstellungskosten im Grün-Gas-Szenario aus. 49

50 Ergebnis Neben der höheren CO 2 -Einsparung zeigen sich mit Blick auf die Systemintegration deutliche Vorteile des Grün-Gas-Szenarios! Optimaler EE-Stromeinsatz Effizienter Netzausbau Versorgungssicherheit Möglichkeit langfristiger (übersaisonaler) Speicherung von fluktuierenden Strommengen Vermeidung der Abregelung von EE-Anlagen bzw. seitens der Nachbarländer unerwünschten Erhöhung des Stromexports Vermeidung unnötigen Stromnetzausbaus im Bereich der Verteilnetze Nutzung der bereits vorhandenen Gasinfrastruktur Verringerung des Ausbaus der Übertragungsnetze Kritische Infrastruktur (Risikominimierung) Entwertung überwiegend kommunaler Assets Gewährleistung der Versorgungssicherheit des europäischen Energiemarktes Die Sektorenkopplung im Sinne einer Vollelektrifizierung ist weder volkswirtschaftlich noch unter dem Aspekt der Versorgungssicherheit eine sinnvolle Option. 50

51 Fazit Klima Durch ein Grün-Gas- Szenario können die europäischen und nationalen Klimaziele erreicht werden. Kosten Die Kosten zur Umsetzung eines solchen Szenarios sind vergleichbar bzw. niedriger als die eines All Electric-Szenarios. Kunden Die Akzeptanz der Umsetzung eines Grün-Gas-Szenarios in der Bevölkerung ist höher. Der Netzausbau wird reduziert Der Anpassungszwang im Wärmemarkt ist geringer (z.b. höherer Aufwand bei Umstellung auf elektrische Wärmepumpen) Der Komfort im Bereich der Mobilität bleibt erhalten (jederzeitiges schnelles Tanken, gesicherte Reichweiten) Die Klimaschutzoption Gas und die Potenziale von Grün Gas müssen in der Diskussion um die Dekarbonisierung stärker berücksichtigt werden. 51

52 Literaturverzeichnis (1/3) 50Hertz (2016) 50Hertz Energiewende Outlook 2035 AEE (Agentur für Erneuerbare Energien) (2016) Metaanalyse: Investitionskosten von Energiewende- Technologien Agora Energiewende Wärmewende 2030 (2017) BDEW (2017) BDEW-Heizkostenvergleich Altbau 2017 BDEW (2014) Pressemitteilung: BDEW veröffentlicht aktuelle Zahlen zur Stromnetzlänge in Deutschland BWE (2016) Statistiken: Windenergie in den Bundesländern BWE (2011) Potenzial der Windenergienutzung an Land Kurzfassung BWE, VDMA (2015) Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland dena (Deutsche Energie-Agentur) (2012) dena-verteilnetzstudie DEWI (2015) Rotorblattspitze innerhalb oder außerhalb der Konzentrationszone Fraunhofer ISE (2014) WP Monitor Feldmessung von Wärmepumpenanlagen Fraunhofer UMSICHT, Fraunhofer IWES (2014) Abschlussbericht - Metastudie Energiespeicher 52

53 Literaturverzeichnis (2/3) FFE (Forschungsstelle für Energiewirtschaft) (2014): Kurzgutachten zum Kostenvergleich Stromtransport GEMIS (Globale Emissions-Modell integrierter Systeme) 4.94 IWU (2015) Deutsche Wohngebäudetypologie Jensen et al. (2015) Large-scale electricity storage utilizing reversible solid oxide cells combined with underground storage of CO2 and CH4, Energy & Environmental Science Journal NPE (Nationale Plattform Elektromobilität) (2015) Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge in Deutschland nsb (nymoen strategieberatung) (2017) Klimaschutz im Wohngebäudebereich: Wie können wir die Klimaschutzziele im Bereich der Wohngebäude in Deutschland bis 2050 erreichen? Öko-Institut, Fraunhofer ISI (2016) Sektorale Emissionspfade in Deutschland bis 2050 Gebäudesektor und Stromverbrauch, Privathaushalte Öko-Institut (2014) Prüfung der klimapolitischen Konsistenz und der Kosten von Methanisierungsstrategien Prognos, EWI, GWS (2014) Endbericht: Entwicklung der Energiemärkte Energiereferenzprognose 53

54 Literaturverzeichnis (3/3) REGJO (2/2016) Grüngas als Motor der Energiewende Sieling, Schillig, Allelei (2014) Power-to-Gas Eine wirtschaftliche Option? - Lokale Stromüberschüsse gezielt integrieren Statistische Ämter des Bundes und der Länder (2014) Fläche der deutschen Bundesländer 2014 Sterner, Stadler (2014) Energiespeicher Bedarf, Technologien, Integration UBA (Umweltbundesamt) (2016a) CO2-Emissionsfaktoren für fossile Brennstoffe UBA (Umweltbundesamt) (2016b) Erarbeitung einer fachlichen Strategie zur Energieversorgung des Verkehrs bis zum Jahr Endbericht Weckbrodt (2015) Größter Batteriespeicher Sachsens in Dresden gestartet, , oiger.de 54

55 Kontakt Ina Adler Leiterin Energiepolitik und Kommunikation ONTRAS Gastransport GmbH Dr. Håvard Nymoen Geschäftsführer Kathrin Graf, LL.M. Handlungsbevollmächtigte Rechtsanwältin, Senior-Beraterin nymoen strategieberatung gmbh Joachimsthaler Straße Berlin 55