Fahrplan Gaswende – Techno-ökonomische Analyse von Pfaden zu einer klimaneutralen und flexiblen Gasversorgung im integrierten Energiesystem der Zukunft

FAHRPLAN GASWENDE – TECHNO-ÖKONOMISCHE ANALYSE VON PFADEN ZU EINER KLIMANEUTRALEN UND FLEXIBLEN GASVERSORGUNG IM INTEGRIERTEN ENERGIESYSTEM DER ZUKUNFT PROJEKTDOKUMENTATION Hans Christian Gils, Johannes Schaffert, Max Fette, Jens Schmugge, Leander Kimmer, Roland Meyer, Hedda Gardian Dezember 2025 2 Ansprechpartner: Hans Christian Gils Deutsches Zentrum für Luftund Raumfahrt e. V. (DLR), Institut für Vernetzte Energiesysteme Curiestr. 4, 70563 Stuttgart [email protected] Max Fette Fraunhofer-Institut für Fertigungstechnik und Angewandte Materialforschung (IFAM) Wiener Straße 12, 28359 Bremen [email protected] Johannes Schaffert Gasund Wärme-Institut Essen e.V. (GWI) Hafenstraße 101, 45356 Essen [email protected] Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autor:innen. Empfohlene Zitierung dieses Dokuments: Gils, Hans Christian; Schaffert, Johannes; Fette, Max; Schmugge, Jens; Kimmer, Leander; Meyer, Roland; Gardian, Hedda (2025) Fahrplan Gaswende – Techno-ökonomische Analyse von Pfaden zu einer klimaneutralen und flexiblen Gasversorgung im integrierten Energiesystem der Zukunft, Projektdokumentation, DOI: 10.5281/zenodo.17987399. Das Vorhaben Fahrplan Gaswende wurde gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie mit dem Förderkennzeichen 03EI1030. 3 Zusammenfassung Der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft stockt und die Unsicherheit über die Marktentwicklung lässt potenzielle Erzeuger, Infrastrukturbetreiber und Verbraucher von Wasserstoff zögern. Während grüner Strom kontinuierlich günstiger wird, sind Wasserstofftechnologien noch an einem frühen Punkt der Erfahrungskurve. In der aktuell herausfordernden wirtschaftlichen und politischen Lage erscheinen die in der nationalen Wasserstoffstrategie für das Jahr 2030 gesetzten Ziele zunehmend unerreichbar. Damit stellt sich erneut und weiterhin die Frage, wie die Ziele zur Klimaneutralität über alle Sektoren hinweg erreicht werden können und die Langzeitspeicherung zukünftig realisiert werden kann. Dass Wasserstoff und seine Derivate dazu einen Beitrag leisten müssen ist unbestritten, aber in welchem Maße und auf welchem Pfad bleibt offen. Eng damit verknüpft sind die Fragen nach den erforderlichen Infrastrukturen, aber auch dem für die Investitionen und den Betrieb der Anlagen benötigten regulatorischen Rahmen. An diesem Punkt setzt das Forschungsvorhaben Fahrplan Gaswende an. Dessen Fokus lag auf der Bestimmung der Rolle erneuerbarer Gase entlang des Pfades zu einem klimaneutralen Energiesystem. Betrachtet wurden dabei die Transformation und künftige Nutzung der Gasinfrastrukturen, die Wechselwirkung mit anderen Sektoren sowie die dafür notwendige Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens. Um dies zu ermöglichen, war es nötig, sowohl die Sicht des Gesamtsystems (gesamtwirtschaftlich optimierende Modellierung) als auch die Akteurssicht (betriebswirtschaftliche Untersuchung) zu berücksichtigen. Zu diesem Zweck wurden die bestehenden Energiesystemmodelle REMix und MuGriFlex erweitert und angewendet. Grundlage der Modellierung war die Erfassung und Einbindung der Bestandsanlagen sowie aktueller techno-ökonomischer Parameter und Entwicklungsprognosen für Wasserstofftechnologien. Die in diesem Bericht vorgestellten Projektergebnisse geben Hinweise darauf, welche Technologien unter welchen Bedingungen, wann und in welchem Umfang gebraucht werden und welche regulatorischen Anpassungen zur Erreichung eines kostenoptimalen Zielbilds nötig sind. Die Analyse der Infrastrukturtransformation im gekoppelten europäischen Energiesystem erforderte eine umfangreiche Weiterentwicklung von REMix. Diese umfasst unter anderem die Option der Umrüstung von Bestandsanlagen von Erdgas auf Wasserstoff sowie die Ergänzung weiterer Technologien, darunter die Dampfreformierung sowie Importterminals für Wasserstoff. Weiterhin wurden aktualisierte Rahmenszenarien für die Nutzung im Modell verarbeitet. So wurden drei Storylines zur zukünftigen Nachfrage verschiedener Energieträger (Strom, Wasserstoff, synthetische Kraftstoffe) implementiert. Auf diese Szenarien und die Jahre 2030, 2040 und 2050 wurde REMix angewendet, um den Infrastrukturbedarf von erneuerbarer Stromerzeugung, flexibler Sektorenkopplung und insbesondere der Transformation des europäischen Gassystems aus Sicht der gesamtwirtschaftlichen Optimierung zu untersuchen. Die Analysen von REMix zeigen, dass Europa einen hohen Anteil an Eigenversorgung mit Wasserstoff und Methan erreichen kann. Dazu tragen die Flexibilität der Sektorenkopplung und die Nutzung erneuerbarer Energiequellen bei. Die Ergebnisse bestätigen, dass es nur bedingte Konkurrenzund Verdrängungseffekte zwischen den verschiedenen Optionen der flexiblen Sektorenkopplung gibt. Die Erzeugung von Wasserstoff konzentriert sich in Regionen mit hohen Kapazitätsfaktoren für Windund Photovoltaik-Strom. Importe von außerhalb Europas erfolgen Pipeline-basiert und sind stark abhängig von den Preisen an der geographischen Systemgrenze. Wasserstoffnetze dienen der Versorgung von 4 Mitteleuropa und verbinden die Nachfragezentren mit den Erzeugungsund Speicherstandorten. Der Bau von Wasserstoffpipelines erfolgt überwiegend durch die Umwidmung bestehender Gaspipelines, während ein Neubau nur ergänzend erfolgt. Die optimale Netztopologie ergibt sich aus den jeweiligen Erzeugungsorten und Importrouten, die stark von den Szenarienannahmen zur Nachfrageentwicklung, Importkosten und möglichen Importrouten abhängen. Deren Vielfalt führt zu deutlichen Unterschieden in der Netzstruktur. Die Nutzung des Gastransportnetzes nimmt bis 2050 um über 90 % ab, während Biomethan überwiegend innerhalb der Erzeugungsregionen genutzt wird. Für die Speicherung von Wasserstoff kommen ausschließlich umgerüstete Erdgas-Kavernenspeicher zum Einsatz, wohingegen die teurere Option des Speicherneubaus nicht genutzt wird. Insgesamt muss die Ausgestaltung der Sektorenkopplung auf die Nutzung aller verfügbaren Flexibilitäten ausgerichtet sein, um eine hohe Eigenversorgung mit erneuerbaren Energien zu erreichen. Dazu gehören auch die Flexibilisierung der Wärmeversorgung und das bidirektionale Laden von Batteriefahrzeugen. In Ergänzung und teilweise aufbauend auf der REMix-Modellierung wurde mit dem Modell MuGriFlex der Frage nachgegangen, wie Investoren und Betreiber unter den für sie geltenden betriebswirtschaftlichen Bedingungen die benötigten Energiewandler bauen und betreiben würden und ob es Anpassungen des regulatorischen Rahmens bedarf, um die in REMix ermittelten Investitionen und Betriebsweisen anzureizen. Hierzu wurden die Funktionalitäten von MuGriFlex auf die Fragestellungen im Projekt Fahrplan Gaswende angepasst und erweitert. Zu nennen sind hier insbesondere die verbesserte Schnittstelle zum Einlesen der von REMix bereitgestellten Eingangsdaten, die Bereitstellung von Zeitreihen von Wärmepumpencharakteristika für REMix, die Implementierung von Abwärmenutzung aus Elektrolyseuren in der Fernwärme und die Modellierung von Energieübertragungsketten. Die Ergebnisse der Modellierung mit MuGriFlex geben Hinweise auf notwendige regulatorische Anpassungen für die Realisierung der Energiewende in Deutschland. Dazu gehören die Förderung von Wärmepumpen, die Unterstützung von KWK-Anlagen und die Entwicklung von flexiblen Förderinstrumenten, die auf Marktbedingungen reagieren können. Die Analyse zeigt, dass eine gezielte Förderung von Wärmepumpen erforderlich ist, um den Markthochlauf zu beschleunigen. Parallel dazu kann eine fortgesetzte KWKG-Förderung sinnvoll sein, um die für Versorgungssicherheit und Systemdienstleistungen benötigten KWK-Kapazitäten zu erhalten und auszubauen. Die Ergebnisse unterstreichen auch die Notwendigkeit von flexiblen Förderinstrumenten, die adaptiv auf Marktbedingungen reagieren. Ein dauerhaft höheres Gaspreisniveau könnte den Markthochlauf von Wärmepumpen beschleunigen, zugleich aber zusätzliche Fördermechanismen für KWK erfordern. Die Analyse zeigt auch, dass es Potenziale zur Abwärmenutzung von Elektrolyseuren in Norddeutschland gibt. Allerdings überwiegt in der gesamtwirtschaftlichen Analyse der Betrieb in den Sommermonaten, sodass im Winter sekundäre Wärmequellen notwendig bleiben. Stand heute sind große Wasserstoff-Kraftwerke noch nicht verfügbar. Auch ein weitreichendes Wasserstoff-Transportnetz ist noch nicht realisiert und Importoptionen für Wasserstoff (und seine Derivate) sind erst am Entstehen. Damit die hier gezeigten Modellergebnisse Teil der Realität der Energieversorgung in Deutschland werden können, sind erhebliche initiale Investitionen nötig. Alle Ergebnisse sind daher grundsätzlich nur unter Berücksichtigung der getroffenen Annahmen zu interpretieren. Diese unterliegen den Unsicherheiten der tatsächlichen technologischen, ökonomischen und gesellschaftlichen Entwicklung. 5 Summary The ramp-up of the hydrogen economy is stalling, and uncertainty about market development is causing potential producers, infrastructure operators, and consumers of hydrogen to hesitate. While green electricity is continuously becoming cheaper, hydrogen technologies are still at an early stage of the experience curve. In the current challenging economic and political environment, the targets set in the German national hydrogen strategy for 2030 appear increasingly unattainable. This raises once again the question of how the climate neutrality targets can be achieved across all sectors and how long-term storage can be realized in the future. It is undisputed that hydrogen and its derivatives must make a contribution to this, but to what extent and on what path remains open. Closely linked to this are the questions of the necessary infrastructures, but also the regulatory framework required for the investment and operation of the plants. This is where the research project Fahrplan Gaswende comes in. Its focus was on determining the role of renewable gases along the path to a climate-neutral energy system. It examined the transformation and future use of gas infrastructure, the interaction with other sectors and the necessary advancement of the regulatory framework. This required the consideration of both the overall system perspective (economic optimization modeling) and the stakeholder perspective (business analysis). To this end, the existing energy system models REMix and MuGriFlex were expanded and applied. The modeling was based on the collection and integration of data about existing energy infrastructure as well as current techno-economic parameters and development forecasts for hydrogen technologies. The project results presented in this report provide indications as to which technologies are needed under which conditions, when and to what extent, and which regulatory adjustments are necessary to achieve a cost-optimized target picture. The analysis of the infrastructure transformation in the sector-coupled European energy system required extensive further development of REMix. This includes the option of converting existing infrastructure from natural gas to hydrogen and the addition of further technologies, including steam reforming and import terminals for hydrogen. Furthermore, updated framework scenarios were incorporated into the model. Three divergent storylines for the future demand of different energy carriers (electricity, hydrogen, synthetic fuels) were implemented. REMix was then applied to these scenarios and the years 2030, 2040 and 2050 in order to examine the infrastructure requirements of renewable electricity generation, flexible sector coupling and, in particular, the transformation of the European gas system from the perspective of economic optimization. The REMix analyses show that Europe can achieve a high level of self-sufficiency with green hydrogen and methane. This is achieved by the combination of using domestic renewable energy sources and the flexibility of sector coupling. The results confirm that there are only limited competition and displacement effects between the various options for flexible sector coupling. The production of hydrogen is concentrated in regions with high capacity factors for wind and photovoltaic electricity. Imports from outside Europe are pipeline-based and are heavily dependent on prices at the system boundary. Hydrogen networks serve to supply Central Europe and connect the demand centers with the production and storage locations. The construction of hydrogen pipelines is mainly carried out by rededicating existing gas pipelines, while new construction is only carried out on a supplementary basis. The optimal network topology results from the respective generation locations and import routes, which depend heavily on the scenario assumptions regarding demand development, import 6 costs and possible import routes. Their diversity leads to significant differences in the network structure. The use of the gas transport network decreases by over 90% by 2050, while biomethane is mainly used within the production regions. Only converted natural gas cavern storage facilities are used to store hydrogen, whereas the more expensive option of building new storage facilities is not used. Overall, the design of sector coupling must be geared towards the use of all available flexibilities in order to achieve a high level of self-sufficiency with renewable energies. This also includes making the heat supply more flexible and the bidirectional charging of battery vehicles. In addition to and partly based on the REMix modeling, the MuGriFlex model was used to investigate how investors and operators would build and operate the required energy converters under the economic conditions that apply to them, and whether adjustments to the regulatory framework are needed to incentivize the investments and operating modes identified in REMix. To this end, the functionalities of MuGriFlex were adapted and expanded to address the issues in the project. In particular, the improved interface for reading the input data provided by REMix, the provision of time series of heat pump characteristics for REMix, the implementation of waste heat utilization from electrolysers in district heating and the modelling of energy transfer chains should be mentioned here. The results of the modeling with MuGriFlex provide indications of necessary regulatory adjustments for the realization of the energy transition in Germany. These include the promotion of heat pumps, support for CHP plants and the development of flexible funding instruments that can react to market conditions. The analysis shows that targeted promotion of heat pumps is necessary to accelerate the market ramp-up. At the same time, continued CHP support may be useful in order to maintain and expand the CHP capacities required for security of supply and system services. The results also underline the need for flexible support instruments that react adaptively to market conditions. A permanently higher gas price level could accelerate the market ramp-up of heat pumps, but at the same time require additional support mechanisms for CHP. The analysis also shows that there is potential for waste heat utilization from electrolysers in northern Germany. However, in the overall economic analysis, operation in the summer months predominates, meaning that secondary heat sources remain necessary in winter. As of today, large hydrogen power plants are not yet available. An extensive hydrogen transport network has also not yet been realized and import options for hydrogen (and its derivatives) are only just emerging. Considerable initial investment is required for the model results shown here to become part of the reality of energy supply in Germany. All results should therefore only be interpreted in the light of the assumptions made. These are subject to the uncertainties of actual technological, economic and social developments. 7 Inhalt Zusammenfassung ................................................................................................................................... 3 Summary ................................................................................................................................................. 5 1. Einleitung ......................................................................................................................................... 9 2. Aktuelle Entwicklungen der Transformation der Gasinfrastruktur ............................................... 11 3. Technologieentwicklung: die größten Unsicherheiten ................................................................. 13 4. Untersuchung gesamtwirtschaftlich optimaler Transformationspfade ........................................ 22 4.1 Zielsetzung ............................................................................................................................. 22 4.2 REMix-Modellumgebung ....................................................................................................... 22 4.3 Untersuchungsgebiet, Technologieumfang und Szenariojahre ............................................ 22 4.4 Szenarien ............................................................................................................................... 25 4.4.1 Rahmenszenarien .......................................................................................................... 25 4.4.2 Szenarienvarianten zu Kosten und Verfügbarkeit von importiertem Wasserstoff ....... 27 4.4.3 Einbindung der Szenarien in REMix ............................................................................... 28 4.5 Daten ..................................................................................................................................... 29 4.5.1 Techno-ökonomische Daten.......................................................................................... 29 4.5.2 Bestandsanlagen ........................................................................................................... 29 4.5.3 Annahmen zu Biomasseverfügbarkeit, Energieimporten und Energieträgerpreisen ... 30 4.5.4 Nachfrage-, Erzeugungsund Flexibilitätsprofile .......................................................... 30 4.6 Schnittstellen ......................................................................................................................... 32 4.6.1 Vorprozessierung der Eingangsdaten: der REMix-Eur model generator ...................... 32 4.6.2 Umwandlung der REMix-Ergebnisse für die Nutzung in MuGriFlex .............................. 33 4.7 REMix-Modellentwicklung .................................................................................................... 33 4.7.1 Erweiterungen im REMix-Framework ........................................................................... 33 4.7.2 Technologiemodellierung: Abbildung neuer Technologien .......................................... 34 4.7.3 Technologiemodellierung: Umwidmung von Pipelines und Salzkavernen ................... 35 4.8 Ergebnisse der Modellierung mit REMix ............................................................................... 35 4.8.1 Systemkosten und Emissionen im Szenariovergleich über alle Modelljahre ................ 35 4.8.2 Entwicklung und räumliche Verteilung der Stromerzeugung ....................................... 37 4.8.3 Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff ............................................................... 40 4.8.4 Netzinfrastrukturen für Strom, Wasserstoff und Erdgas .............................................. 44 4.9 Fazit und Handlungsempfehlungen ....................................................................................... 51 5. Umsetzung der Transformation .................................................................................................... 53 5.1 Methodik und Eingangsdaten für die betriebswirtschaftlichen Optimierungen .................. 53 8 5.1.1 Modellbeschreibung MuGriFlex .................................................................................... 53 5.1.2 Erweiterung MuGriFlex ................................................................................................. 55 5.1.3 Eingangsparameter für betriebswirtschaftliche Simulationen...................................... 57 5.1.4 Abbildung der Stromund Gaspreise ............................................................................ 57 5.2 Sektorenkopplung in der Fernwärme.................................................................................... 61 5.2.1 Betriebswirtschaftlich optimierter Einsatz von Wärmeerzeugern mit aktuellem regulatorischem Rahmen in Deutschland ..................................................................................... 63 5.2.2 Anpassung des Förderrahmens ..................................................................................... 64 5.2.3 Investitionskostenförderung für KWK (Kapazitätsmarkt) ............................................. 67 5.2.4 Szenario mit erhöhtem Gaspreis ................................................................................... 68 5.2.5 Anpassung regulatorischer Rahmen: Regionale Energiepreise ..................................... 70 5.3 Sektorenkopplung durch Abwärmenutzung von Elektrolyseuren ........................................ 71 5.3.1 Elektrolyseur-Einsatz in REMix ...................................................................................... 72 5.3.2 Abwärmenutzung .......................................................................................................... 73 5.3.3 Förderung von Elektrolyseuren ..................................................................................... 75 5.3.4 Überlassung von Überschuss-Strom ............................................................................. 76 5.3.5 Energieübertragungsketten........................................................................................... 77 5.3.6 Übertragungsketten mit Zwischenspeicher .................................................................. 79 5.3.7 Saisonale Stromspeicherung ......................................................................................... 81 5.4 Fazit und Handlungsempfehlungen ....................................................................................... 82 6. Schlussfolgerungen ........................................................................................................................ 85 Literaturverzeichnis ........................................................................................................................... 86 A. Anhang........................................................................................................................................... 89 Ergänzungen zur Datensammlung, Datenquellen und -annahmen .................................................. 89 9 1. Einleitung Die Dekarbonisierung des Stromsektors macht in den letzten Jahren Fortschritte. Eine einseitige Betrachtung der Erfolge der Elektronen vernachlässigt jedoch die dominierende Rolle von Molekülen als Energieträger. Über alle Sektoren hinweg betrachtet decken diese EU-weit über 80 % des Bruttoendenergiebedarfs. In den Sektoren Wärme und Verkehr sind die Emissionen bislang kaum gesunken. Der größere und komplexere Teil der Herausforderung Energiewende steht also noch bevor. In der Energieforschung hat sich die Einsicht durchgesetzt, dass eine vollständige Elektrifizierung („all electric-world“) nicht geeignet ist, um die genannten Sektoren zur Gänze zu bedienen. Einige Anwendungen, wie zum Beispiel die saisonale Energiespeicherung, der Flugverkehr oder die industrielle Hochtemperatur-Prozesstechnik, sind nicht oder nur sehr aufwendig direkt elektrifizierbar. Hohe Energiedichten, verlustarmer Energietransport oder die groß-dimensionierte Speicherung über lange Zeiträume sind nach dem heutigen Stand der Technik ausschließlich mit Brennstoffen darstellbar. Die Senkung der Emissionen in den genannten Sektoren und Anwendungen wird dadurch mit einem Anstieg der Nachfrage nach erneuerbaren Brennstoffen wie Wasserstoff, grünes Methan, sowie in spezifischen Marktsegmenten auch Methanol, Ammoniak und weiteren WasserstoffDerivaten einhergehen. Die Bedarfe aller Verbrauchssektoren ganzjährig, kostengünstig und klimaneutral zu decken ist eine große Herausforderung für die Transformation des Energiesystems und des Industriestandortes Deutschland. Den vorhandenen Infrastrukturen aus der Gaswirtschaft fällt dabei eine wichtige Rolle zu, da sie sich für den sicheren und kostengünstigen Energietransport eignen, schnell nutzbar und grundsätzlich auf neue Gase umstellbar sind. Häufig wird angesichts des erwarteten Hochlaufes der Wasserstoff-Wirtschaft von einem Henne-EiProblem gesprochen. Grund hierfür ist, dass ein initiales Wasserstoff-Angebot einschließlich Erzeugungskapazitäten, Speichern und Netzen vorhanden sein muss, bevor sich in der Fläche eine nennenswerte Nachfrage einstellt. Da eine nachfragenahe Erzeugung von Wasserstoff aus erneuerbarem Strom in Deutschland nur unter sehr hohen Kosten realisierbar wäre, und auch die für die großskalige Speicherung geeigneten Salzkavernen nur in Teilen des Landes existieren, wird ein Wasserstoff-Kernnetz zur Versorgung der erwarteten Lastschwerpunkte zwingend benötigt und ist auch bereits in der Entstehung. Aufgrund der hohen initialen Investitionskosten und der Unsicherheit über den Hochlauf der Nachfrage wäre ohne das vom Bund geförderte Kernnetz eine selbstständige Entwicklung einer Wasserstoff-Versorgung nicht realisierbar. Da sich die Investitionsentscheidungen auf der Erzeugungsund Nachfrageseite für Wasserstoff zuletzt aber nicht wie erwartet entwickeln, ist die Frage nach dem tatsächlich benötigen Umfang der Netzinfrastrukturen nicht abschließend geklärt. Zudem fehlt es an einer Planung und einem Förderrahmen für den Bau großer Wasserstoffspeicher. Vor dem Hintergrund der beschriebenen Herausforderungen widmet sich dieser Bericht den im Forschungsprojekt Fahrplan Gaswende umgesetzten Untersuchungen zur Transformation des europäischen Gassystems von fossilem Erdgas zu erneuerbaren Gasen. Diese umfassen zunächst eine ausführliche Analyse der Bestandsanlagen im Gassystem, insbesondere hinsichtlich deren Eignung für eine Umrüstung auf Wasserstoff, sowie der erwarteten techno-ökonomische Entwicklung von Wasserstofftechnologien (Kapitel 3). Da die erforderliche Infrastruktur ganz wesentlich von der Entwicklung der Nachfrage nach den verschiedenen Energieträgern abhängt, wurden ergänzend Gesamtsystemszenarien entwickelt (Kapitel 4). Diese beschreiben Zukünfte, in denen verschiedene Transformationsoptionen, wie die direkte Elektrifizierung bzw. die Nutzung von grünem Wasserstoff in jeweils unterschiedlichem Maße genutzt werden. 16 Wasserstoff ursprünglich mit Strom hergestellt wurde. Diese technische Umsetzung der Rückverstromungsoption ist keine grundsätzliche Herausforderung mehr. Sowohl im Bereich der Turbinen, als auch im Bereich der Brennstoffzellen oder Motoren hat es sehr große Entwicklungsanstrengungen gegeben, die zu einer Vielzahl an Herstellern und marktreifen Technologievarianten geführt haben. Weitere Fortschritte durch Optimierungen, Lernkurven und Skaleneffekte wären zu erwarten, wenn sich ein Wasserstoff-Markt mit hohen nachgefragten Stückzahlen etablieren würde. Die Verstromung von Wasserstoff ist also kein technisches Problem, ihr Roll-Out hakt vielmehr an der mangelnden Verfügbarkeit günstigen erneuerbaren Wasserstoffs. Zusätzlich wird die Rückverstromung immer eine Rückfalloption sein und nur dann zum Einsatz kommen, wenn erneuerbarer Strom nicht in ausreichendem Maße zur Verfügung steht. Denn solange er verfügbar ist, ist die direkte Nutzung von Elektrizität selbstverständlich einer ineffizienten Prozesskette von Strom zu Gas zu Strom vorzuziehen. Biomethan: Hier liegen noch Potenziale Die EU-Kommission misst Biomethan eine wesentliche Rolle bei und möchte laut REPowerEU-Plan bereits 2030 eine Produktion von 35 Mrd. m³ erreichen. Deutschland ist europaweit führend in der Biogasund Biomethan-Produktionsmenge, dennoch werden – je nach Studienlage – auch hierzulande nur etwa 10 % der Potenziale ausgeschöpft. Grundsätzlich ist Biomethan ein knappes Gut, für das Kundengruppen in Konkurrenz zueinanderstehen. Neben der Einspeisung in Gasnetze für die 1:1-Substitution von Erdgas im Wärmemarkt und im Strommarkt zieht auch der Kraftstoffsektor, der durch seine Zielverfehlungen einen hohen Handlungsdruck und höhere spezifische Kraftstoffpreise aufweist, Biomethanmengen an. Zusätzlich interessieren sich produzierende Gewerbe für den Bezug von lokalen Biogasoder Biomethanmengen für die Umstellung ihrer Verbrennungsprozesse auf einen nachhaltigen Brennstoff oder für die anteilige Co-Feuerung mit Biogas. Beispielhafte Projekte, die die Integrierbarkeit von Biogas sogar ohne Aufbereitung zu Biomethan demonstrieren, werden im technischen Bericht aufgeführt (Schaffert et al. 2025). Für den Einsatz von Biogasen in der Industrie stehen geeignete Brennertechnologien bereit bzw. können auf jeden Einzelfall hin optimiert und produziert werden (detailliertere Ausführung dazu siehe unten). Die industrielle Anwendungstechnologie ist also kein Flaschenhals zur Integration von Biogas. Für voll aufbereitetes Biomethan liegen ohnehin keine technischen Nutzungseinschränkungen vor, weder in der Industrie, noch in den anderen Anwendungssektoren (Haushalte, Verkehr, Kraftwerke). Biomethan aus Biogasaufbereitungsanlagen erfüllt für die Einspeisung in die Netze dieselben Anforderungen, die auch für Erdgas gelten. Wo liegen also die Herausforderungen und Unsicherheiten, die eine Substitution größerer Anteile fossiler Gase durch Biomethan bislang ausbremsen? Die Pflicht zur RED-III-Konformität (Nachhaltigkeitskriterien) der eingesetzten Substrate beeinflusst die Höhe der theoretischen Potenziale, den Agrarsektor sowie den Anlagenbetrieb und somit die Zukunftsperspektive von Biomethan in der EU. Ein Vielfaches der heutigen Biomethanproduktion ist aber auch unter Berücksichtigung der RED-III-Richtlinie möglich. Dies trifft für Deutschland und noch ausgeprägter für andere europäische Nationen zu. Eine weitere Herausforderung liegt in der heute dominierenden Nutzung von Biogas zur Stromerzeugung in BHKWs, die den überwiegenden Teil der Potenziale bindet. Die klassische Anlagenfahrweise ähnelte einem kontinuierlichen Betrieb und war nicht als eine so dringend benötigte 17 flexibel einsetzbare Leistung in einem erneuerbaren Stromsystem verfügbar. Die Branche ist allerdings in Bewegung. Viele Standorte entwickeln sich z.B. durch den Überbau von BHKW-Leistung und die Nachrüstung mit Speichern zu flexiblen Stromproduzenten. Andere Standorte erschließen zusätzlich den Wärmemarkt und liefern Wärme in lokale Wärmenetzsysteme. Wiederum andere investieren in Aufbereitungsanlagen, um aus dem zuvor verfeuerten Biogas ein vollwertiges Biomethan zu erzeugen, das über die Netze Zugang zu allen Kundengruppen des Gasmarktes und zu den Gasspeichern hat. Für den freiwerdende CO2-Anteil aus dem Aufbereitungsschritt zu Biomethan entwickelt sich ebenfalls bereits ein Markt, der beispielsweise für die Lebensmittelindustrie (Schutzatmosphären, Trockeneis) und die Agrarwirtschaft (Gewächshäuser) interessant ist. Auch die Verflüssigung zu Bio-LNG ist eine gelegentlich gezogene Option, insbesondere wenn lokal keine Netzanbindung möglich ist. Eine Herausforderung für Politik und Wissenschaft ist sicherlich, die Komplexität der Biogas-Branche zu erfassen und die Nutzungskonkurrenzen um das knappe Gut einzuschätzen. Es ist Stand heute offen, welche Anteile des Biogases oder Biomethans zukünftig welchen Kundengruppen zufließen werden. Es ist auch offen, in welchem Umfang der physische Handel aus Agrarnationen in Bedarfsnationen über die Gasnetze (oder gar Schiffe) und/oder der bilanzielle Handel über Zertifikate stattfinden wird. Weitere Potenziale durch Methanisierung Um das oben angesprochene CO2 aus Rohbiogas nach der Abscheidung in Biogasaufbereitungsanlagen sinnvoll nutzen zu können, gibt es neben dem Verkauf an CO2-Bedarfssektoren eine weitere Möglichkeit: Das Gas kann in Methanisierungsanlagen unter Hinzunahme von Wasserstoff zu Methan weiterverarbeitet werden. So könnte theoretisch der Methan-Output von Biogasstandorten annähernd verdoppelt werden. Wesentliche Hindernisse dieser heute am Markt nichtgezogenen Technologieoption liegen der fehlenden Wirtschaftlichkeit für die teuren Anlagen und im mäßigen Gesamtwirkungsgrad der Technologiekette von der Erzeugung erneuerbaren Stroms, über den Wasserstoff hin zum Methan. Konzentrierte CO2-Quellen wie insbesondere Biomethananlagen erfahren jedoch wachsende Aufmerksamkeit und eignen sich besonders für die Weiterverarbeitung in Syntheseschritten wie der Methanisierung. Die Relevanz dieser und weiterer Technologien zur Synthese biogener oder recycling-basierter Brennstoffe im Markt ist heute nicht gegeben, könnte sich jedoch zukünftig stark entwickeln, sobald der heute aussichtslose Wettbewerb über den Preisvergleich zu fossilem Erdgas endet. Wasserstoffund Methan-Importoptionen Die letzten Jahre haben ausgelöst durch den russischen Überfall auf die Ukraine die Diversifizierung des Gasmarktes stark beschleunigt. Für Erdgasimporte auf dem Seeweg (LNG) wurden sehr schnell schwimmende Anlandeterminals errichtet und auch auf der Landseite die Entwicklung von LNGTerminals vorangetrieben. Der Importpfad für tiefkaltes Erdgas steht prinzipiell ebenso für Biomethan (Bio-LNG) zur Verfügung, sollten sich geeignete Importquellen inklusive Nachweisführungen der Nachhaltigkeit hierfür auftun (hierüber besteht allerdings Unsicherheit). Die Planungen für neue LNGInfrastrukturen in Deutschland berücksichtigen in der Regel bereits heute die spätere Option, später Wasserstoff, jedoch nicht in Reinform, sondern in Form seiner wesentlich besser für den Seetransport geeigneten Derivate empfangen zu können. Zum Projektende hin haben sich einige Brennstoffe wie Ammoniak, aber auch Methanol und bestimmte E-Fuels sowie die Gruppe der organischen Trägermedien (Liquid Organic Hydrogen Carriers, LOHC) als besonders vielversprechend herausgestellt. Es ist aber weiterhin ein breites Portfolio an zukünftig international gehandelten H2- 18 Derivaten und -Trägermedien oder synthetischen Treibstoffen vorstellbar. Die hohen Energiedichten sind nicht nur für den Seeweg, sondern auch für den Weitertransport auf Binnenschiffen, Gleisen und der Straße vorteilhaft und können Industriekunden auf diesen Wegen also auch weit vor der Fertigstellung eines Wasserstoffnetzanschlusses an ihrem Standort erreichen. Im vorliegenden Projekt wurde lediglich Wasserstoff, nicht jedoch seine Derivate untersucht, da gegenüber der Durchsetzungskraft der unterschiedlichen H2-Derivate zum Zeitpunkt des Projektdesigns noch große Unsicherheit bestand. Die Nicht-Berücksichtigung der Importund Brennstoffalternativen hat Unsicherheiten in der Interpretation der Projektergebnisse insbesondere aus dem Blickwinkel der Deckung industrieller Brennstoffbedarfe zufolge. Es besteht außerdem weiterhin eine Unsicherheit in Bezug auf die Anteile einer heimischen Produktion von Wasserstoff und seinen Derivaten. Erdgastransportnetz Die sehr ausgedehnten Infrastrukturen des Gastransports in Pipelines für den internationalen Transit, aber auch die Grobverteilung von Gasvolumenströmen innerhalb Deutschlands sind für Erdgas ausgelegt und können daher Biomethan ohne Anpassungen nutzen. Für einen Transport von Wasserstoff oder Wasserstoff-Methan-Gemischen sind sie nicht ausgelegt. Die nachträgliche Ertüchtigung wäre technisch machbar, jedoch bestehen weiterhin fest definierte Gasqualitätsfenster für Imund Exporte, sowie selbstverständlich Verträge in den Kundenbeziehungen. In den letzten Jahren hat sich geklärt, welche Materialien, Stähle, Dichtungen etc. für Wasserstoff geeignet sind, wie Leitungsabschnitte umzustellen sind und ein dediziertes Wasserstoff-Kernnetz für Deutschland ist in konkreter Planung. Bestehen wird es aus umgestellten Abschnitten, die kostensenkend wirken sowie aus einigen ergänzend notwendigen Neubau-Leitungsabschnitten. Es entwickelt sich also eine Methan / Wasserstoff-Doppelstruktur, wobei das Wasserstoffnetz eine grobe, Produktionsund Importpunkte, Speicher und Lastschwerpunkte verbindende Funktion hat und nicht in der Fläche und Tiefe als vergleichbar mit dem heutigen Erdgasnetz anzusehen ist. Die Einbettung in ein europäisches H2-Netz, den Hydrogen Backbone, ist angedacht. Als herausfordernd zeichnen sich bereits heute Verzögerungen in der Projektrealisierung ab. Noch herausfordernder ist für die zukünftigen Kunden, den H2-Preis nicht antizipieren zu können (siehe oben zum Henne-Ei-Problem). Verunsicherte Kunden meiden Investitionsentscheidungen und rüsten ihre Standorte somit noch nicht auf Brennertechnik für Wasserstoff um und stellen möglicherweise keine Anfrage nach Kapazitäten. In anderen Fällen werden hohe, evtl. auch zu hohe Kapazitäten angefragt, um Optionen zu sichern. In der Folge sind für die Netzbetreiber Kapazitätsplanungen und Netzplanungen erschwert. Dies betrifft auch den BiomethanMarkthochlauf, da dieser Leitungen verwenden könnte, die je nach Planungsergebnis für eine Wasserstoffumstellung vorgesehen sind. Erdgasverteilnetze – Herausforderungen der Beimischung mit oder Umstellung auf Wasserstoff Werden Gase zur Übergabe aus dem Transportnetz in ein Verteilnetz entspannt, um den Druck zu reduzieren, so ist im Fall von Methan (Erdgas) grundsätzlich eine technische Gasvorwärmung vorzusehen, damit das Gas bei seiner Expansion nicht so viel Wärme aus der Umgebung aufnimmt, dass Armaturen, Leitungen und sonstige Anlagenteile äußerlich von Eis umhüllt werden, das die Funktion beeinträchtigen könnte. Im Fall von Wasserstoff kann aufgrund seiner physikalischen Eigenschaften auf diesen technischen Schritt verzichtet werden. Nach Entspannung in Verteilnetzen könnte Stand heute ein Anteil von 20 Vol.-% des Erdgases durch Wasserstoff ersetzt werden. Technisch sind höhere Anteile denkbar, Herausforderungen bestehen in der Regelung und Umsetzung 19 standardisierter Abläufe zur Sicherstellung der Betriebssicherheit des sehr diversen Anlagenparks in gewerblichen und häuslichen Kontexten. Ein solcher Umstellprozess ist grundsätzlich machbar und wurde und wird bereits für Millionen Haushalte und Unternehmen im Rahmen der L-H-Gas-Umstellung durchgeführt, so dass Erfahrungswerte zur organisierten Einzelfallprüfung der Endkundenanlagen vorliegen. Gasnachverdichtung zum Transport über weite Strecken oder für die Einspeicherung Zur Nachverdichtung von Gasen im Fernleitungsnetz werden auf die jeweilige Aufgabe zugeschnittene Verdichter eingesetzt. Die Wahl der Antriebe fällt in den letzten Jahren in der Regel auf Elektromotoren anstelle der vormals genutzten Verbrennungstechnologien. Elektromotoren bringen Vorteile der technischen Betriebsführung (u.a. Start/Stopps, Wartungsaufwand) mit sich, aber auch Vorteile bei Genehmigungsverfahren (Luftreinhaltung) und CO2-Emissionen bzw. vermiedenen Zertifikatskosten. Für den Fall des Wasserstofftransports stellen die H2-Moleküle u.a. durch höhere Schallund nötige Strömungsgeschwindigkeiten andere Anforderungen an die Verdichter-Technologien und der Energieaufwand für den Langstreckentransport ist gemessen an der transportierten Energiemenge höher als für Methan. In den letzten 10 Jahren konnten die Turbinenhersteller wesentliche Fortschritte erzielen. Auch für die Einspeicherung in die untertägigen Speicher ist eine Kompression nötig. Aufgrund der höheren darzustellenden Druckdifferenzen unterscheidet sich der Auslegungsfall und die Technologieauswahl sowie Zwischenkühlstufen etc. Eine grundlegende technische Herausforderung stellt die Verdichtung von Wasserstoff nicht dar. Gasspeicherung – große Potenziale für die H2-Speicherung in Salzkavernen vorhanden Ist Wasserstoff in einen Kavernenspeicher eingelagert und soll wieder entnommen werden, so fällt analog zur Methan-Speicherung eine Gastrocknung an, um das Wasser aus dem Speichergas zu entfernen. Bei der Entspannung von Wasserstoff fallen, wie schon im Kontext der Netze erwähnt, keine Energieaufwendungen für die Gasvorwärmung an. Die geologischen Voraussetzungen für einen Wasserstoff-Kavernenspeicher sind im Wesentlichen identisch zu denen eines ErdgasKavernenspeichers. Deutschland verfügt in großem Umfang über geeignete Salzschichten, so dass eine Vielzahl an Speicherstandorten zum Zweck der H2-Speicherung erweitert, umgenutzt oder neu geschaffen werden könnten. Hier bestehen keine grundlegenden technischen Herausforderungen. Unsicherheiten bestehen allerdings für die in Deutschland weniger vertretenen Porenspeicher, also solche Gasspeicher, die nicht aus künstlich erzeugten Salzkavernen, sondern aus porösem Gestein bestehen, in welches Gas eingepresst wird, das dann je nach Füllstand des Porenspeichers Wasser verdrängt. Die Forschung ist hier auf Syntheseprodukte bzw. Stoffwechselprodukte gestoßen, die während der versuchsweisen Einlagerung von Wasserstoff entstanden sind und von biologischen Prozessen stammen, die sich im Speicher abspielen. Möglich wird dies in nennenswertem Umfang dadurch, dass ein poröser Gesteins-Speicher ein sehr großes Oberfläche-zu-Volumen-Verhältnis aufweist und daher biologisch aktiv sein kann, während sich im Fall der Salzkavernen keine für die Speichergasqualität relevanten biologischen Prozesse auf der Salzoberfläche abspielen. Grundsätzlich ist auch diese Herausforderung technisch handhabbar. Für das Projekt Fahrplan Gaswende wurden dennoch mit Blick auf die noch vorhandene Unsicherheit nur Kavernenspeicher für die Speicherung von Wasserstoff vorgesehen. Im theoretisch möglichen Umwidmungsfall kann eine Nachsolung (Spülung mit Wasser) bestehender Kavernen das in der Standzeit durch äußeren Gebirgsdruck reduzierte Volumen wieder vergrößern und eine saubere, rückstandsarme Kaverne schaffen. 20 Technisch vorteilhafter, wenn auch langwieriger im Herstellungsprozess sind neue WasserstoffKavernen. Neubaukavernen (und mit Abstrichen auch nachgesolte Kavernen) haben die Herausforderungen zu bewältigen, dass sie baulich geschaffen werden müssen, indem große Salzmengen ausgesolt, d.h. über Jahre hinausgespült werden müssen. Dieser Prozess ist baulich nicht herausfordernd, wohl aber bestehen Unsicherheiten über die Genehmigungsfähigkeit der Einleitung großer Wassermengen mit Salzfracht in natürliche Fließgewässer zur Entsorgung der Sole. Dies trifft auf jede Salzkaverne zu, unabhängig davon, was in ihr gespeichert werden soll. Für das Forschungsprojekt wurden daher nur Standorte in Modellregionen mit geeigneten salinaren Schichten an den Küstenlinien für den Zubau neuer Kavernen für Wasserstoff zugelassen, da die Küstennähe eine vereinfachte Entsorgung der Sole verspricht. Gasanwendungs-Technologien – auf Wasserstoff vorbereitet Um das große Feld der Gas-Anwendungstechnologien kurzfassend zu behandeln, ist zunächst festzustellen, dass geeignete Technologien für die Nutzung von Wasserstoff vorhanden, erprobt und sicher sind. Für Biomethan, das sich in der Anwendung kaum von Erdgas unterscheidet, gilt dies ohnehin. Um nun etwas genauer hinzuschauen, betrachten wir zunächst die häusliche Gasanwendung im Wärmesektor. Hier wurden seitens aller größeren Heizungshersteller Know-How aufgebaut, Wasserstoff-kompatible Geräte entwickelt und erprobt. Im Markt befinden sich aktuell mangels Nachfrage wenige Geräte für reinen Wasserstoff, jedoch viele H2-ready-Geräte. Diese sind je nach Produktkonzept für eine spätere Umstellung (z.B. durch Brennerdüsentausch) bereits per Design auf Wasserstoff ausgelegt oder zumindest auf eine Beimischung von H2 in Erdgasnetze (s.o.) ohne das Erfordernis eines technischen Eingriffes ausgelegt. Kunden können diese Geräte erwerben, auch wenn heute noch Unsicherheit darüber besteht wann und wo Wasserstoff-Beimischungen oder Verteilnetzumstellungen auf 100 % H2 erfolgen werden. In der Industrie werden die dort eingesetzten Brennertechnologien mit den Zielen BrennstoffFlexibilität, Brennstoffwechsel im laufenden Betrieb, flexible Brennstoffgemische, Optimierung der Verbrennungsluftzuführung und Verbrennungsluftvorwärmung, Prozessführung und Emissionen fortlaufend weiterentwickelt und optimiert. Auch hier bestehen keine grundlegenden Hemmnisse für die Umstellung industrieller Prozesse auf eine Wasserstofffeuerung (siehe auch Ausführungen oben). Auch beispielsweise in Kontexten wie Fernwärmesystemen können große Wasserstoffkessel zum Einsatz kommen. Brennstoffzellen können zum Einsatz kommen und auch motorische Lösungen der Wasserstoffnutzung bestehen. Die Sichtbarkeit der Anwendungstechnologien am Markt ist gering, da mangels reiner H2-Netze keine Nachfrage nach den Technologien besteht und ohne Nachfrage die Zertifizierungsund Zulassungsprozesse, geschweige denn die Betreuung oder Bewerbung der Produkte nicht lohnenswert sind. Sollte eine nennenswerte Nachfrage entstehen (auch international), so ist mit schneller Verfügbarkeit von Geräteserien für alle genannten Einsatzzwecke zu rechnen. Hier besteht keine technologische Unsicherheit im Hinblick auf einen Wasserstoff-Markthochlauf. CO2-Abscheidung – wahrscheinlicher als noch zu Projektbeginn Ganz anders verhält es sich mit der Thematik der CO2-Abscheidung. Diese Technologiefamilie ist ebenfalls gut erforscht und auch durchaus bereits erprobt, jedoch mit verschwindend geringer Marktdurchdringung und zusätzlich mit größerer Unsicherheit, wann, wie und wo die CO2-Abscheidung 21 im Energiesystem zu sehen sein wird. Die Unsicherheit darüber, ob überhaupt Abscheidungstechnologien eingesetzt werden müssen, ist jedoch in den letzten Jahren angesichts der Verzögerungen der Energiewende der Sicherheit gewichen, dass dies zur Einhaltung der Klimaziele notwendig sein wird. Es ist wichtig, zwei wesentliche Anwendungsfälle zu unterscheiden: Die Abscheidung von CO2 aus Abgasströmen und die Abscheidung aus der Umwelt, sprich aus der Luft (direct air capture, DAC). Die Abscheidung aus Abgasströmen (post-combustion capture) ist zunächst der verfahrenstechnisch naheliegende Fall, denn hier liegen höhere Konzentrationen vor, so dass die Abscheidung einfacher ist und die lokalen Emissionen der Punktquelle können gleich vor Ort unter Einsatz von Membranen oder flüssigen Aminen wie MEA oder MDEA reduziert werden. Falls CO2Punktquellen aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe kaum oder nicht mehr vorliegen, oder an anderen Orten CO2 aus der Luft gefiltert werden soll, so ist für die direct air capture ein höherer Energieeinsatz (Strom und Wärme) vonnöten, um das CO2 aus der Atmosphäre zu gewinnen. Für die junge Technologiefamilie der DAC-Anlagen bestehen größere Unsicherheiten in Bezug auf alle technoökonomischen Parameter verglichen mit der post combustion capture Methode (siehe TechnologieBericht). CO2-Abscheidungs-Anlagen könnten zukünftig in Verbindung mit verbleibenden fossil befeuerten Verbrennungsprozessen, aber auch mit Verbrennungsprozessen, die Biomethan oder andere Brennstoffe inklusive synthetisch erzeugter Brennstoffe verwenden, zum Einsatz kommen. Die gewonnen CO2-Mengen könnten in einer weiteren leitungsgebundenen Infrastruktur großen untertägigen Speicherstätten zugeführt werden. Hier bestand während der Projektlaufzeit noch deutliche Ungewissheit, mittlerweile haben sich die Speicherabsichten und die Speichernotwendigkeiten deutlich konkretisiert. Im Vorhaben wurde jedoch eine CO2-Infrastruktur nicht berücksichtigt. CO2-Mengen konnten im Rahmen der Energiesystemmodellierung dieses Projektes lediglich als Input-Stoffstrom für Methanisierungsprozesse innerhalb derselben Modellregion eingesetzt werden. Zwischenfazit Mit Blick auf die Transformation des Energiesystems Gas zwischen dem Status Quo und einem Zieljahr 2045 bestehen Unsicherheiten. Diese rühren in den meisten Fällen nicht von ungelösten technologischen Herausforderungen. Im Bereich der Technologien wurden in den letzten 10 Jahren seitens Industrie, Herstellern, Wissenschaft, Verbänden, Regelwerks-Institutionen, Behörden, der EUKommission und der deutschen Regierungen wesentliche Hebel umgelegt, um auf mögliche Entwicklungen, insbesondere den Hochlauf einer Wasserstoff-Wirtschaft vorbereitet zu sein. Die in diesem Kapitel angesprochenen großen verbleibenden Unsicherheiten bestehen angesichts eines ausbleibenden Wasserstoff-Angebots und der zugehörigen Nachfrage im industriellen Maßstab. Die fehlende Planungssicherheit wird verstärkt durch die Unklarheit über zukünftige Energiepreise allgemein und für Wasserstoff im Speziellen. Dies erzeugt Investitionshemmungen seitens der zukünftig erwarteten Wasserstoffkunden. Infolgedessen stocken Produkt-Entwicklungen bzw. - Rollouts, Produktionen können nicht hochgefahren werden, Stückzahlen nicht steigen, Preise nicht sinken. Die zügige und verlässliche Klärung des Pfades zur Energiewende im Gas-System ist daher die entscheidende Aufgabe der Politik im Hinblick auf die Loslösung von der Verbrennung fossilen Gases. 22 4. Untersuchung gesamtwirtschaftlich optimaler Transformationspfade 4.1 Zielsetzung Ziel der Gesamtsystemoptimierung war es unter Weiterentwicklung eines bestehenden Optimierungsframeworks und Modellierung eines gegenüber früheren Untersuchungen geographisch umfangreicheren und detaillierteren Systems die Gasinfrastrukturentwicklung entlang der Transformation des zunehmend sektorengekoppelten europäischen Energiesystems zu untersuchen. Dafür mussten umfangreiche und vielfältige Daten ermittelt, prozessiert und in das Energiesystemmodell eingebunden werden. Dies umfasst neben Technologiedaten unter anderem Szenariodaten der Nachfrageentwicklung, Kapazitäten der bestehenden Infrastrukturen und Potenziale zur Nutzung erneuerbarer Energie. Im Folgenden werden die genutzte Modellumgebung, die Ausgestaltung des europäischen Energiesystemmodells sowie die in der Modellierung genutzten Daten und Szenarien im Detail dargestellt. 4.2 REMix-Modellumgebung Die Analyse der kostenoptimalen Transformation der Energieinfrastrukturen aus Gesamtsystemsicht in Europa basiert auf der Nutzung des Optimierungsframeworks REMix (Gils et al. 2017). Dieses Framework wird in verschiedenen Versionen seit 2006 am DLR entwickelt und wurde 2023 unter offener Lizenz veröffentlicht (Wetzel et al. 2024). REMix ist insbesondere darauf ausgelegt, großskalige Multi-Energie-Systeme zu modellieren, um damit den zukünftigen Bedarf nach Technologien für Wandlung, Speicherung, Transport und flexible Nutzung von Energie zu bestimmen. Auf Grundlage eines generischen Modellierungsansatzes für diese Technologien, und die Verfügbarkeit zahlreicher Features und Optimierungsverfahren bietet REMix zahlreiche Möglichkeiten Pfade zu einer nachhaltigen, kostengünstigen und sicheren Energieversorgung zu ermitteln. REMix wurde bereits in zahlreichen Arbeiten mit unterschiedlichen Zielsetzungen und Untersuchungsgebieten eingesetzt. Im Rahmen der hier beschriebenen Analysen wurde mit einer kontinuierlichen linearen Optimierung unter Minimierung der Gesamtsystemkosten gearbeitet. 4.3 Untersuchungsgebiet, Technologieumfang und Szenariojahre Das im Rahmen des Projekts Fahrplan Gaswende mit REMix modellierte System fokussiert insbesondere auf die Transformation des Gassystems als Teil eines sektorengekoppelten Energiesystems. Die wichtige Rolle, die heute Erdgas als Energieträger in der Wärmeund Stromversorgung hat, soll zukünftig zumindest teilweise von Wasserstoff übernommen werden. Dabei gilt es zu bestimmen, welche Infrastrukturen dafür benötigt werden. Dies umfasst neben Technologien für die Bereitstellung von Wasserstoff (Wasserelektrolyse, Import) auch die Speicherung sowie den Transport über Pipelines. Frühere Untersuchungen mit REMix haben gezeigt, dass die flexible Erzeugung von Wasserstoff einen großen Beitrag zur besseren Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen ermöglicht (Gils et al. 2021; Wetzel et al. 2023; Sasanpour et al. 2021). Allerdings wurde dabei kein Wasserstoffnetz modelliert, oder die Analysen waren im Wesentlichen auf Deutschland beschränkt, weswegen keine Aussagen über die mögliche Bereitstellung des Wasserstoffs aus dem europäischen und nicht-europäischen Ausland möglich waren. Um dies zu erweitern, wurde im Fahrplan Gaswende ein gesamteuropäisches Energiesystemmodell entwickelt, dass zur besseren Berücksichtigung von Netzengpässen zudem für die größeren Länder sub-national aufgelöst ist 23 (Abbildung 1). Der Zuschnitt der Regionen wurde dabei so gewählt, dass insbesondere Leitungen und Flüsse innerhalb Deutschlands, sowie für den Import nach Deutschland detailliert abgebildet wurden, wohingegen der Detailgrad in Gebieten mit geringerer Energienachfrage weniger hoch ist. So ergibt sich für die 34 Länder im Untersuchungsgebiet eine Gesamtzahl von 57 Modellknoten, innerhalb derer alle Anlagen eines Typs als eine Einheit betrachtet werden. Abbildung 1: Regionenkarte des REMix-Modells (© EuroGeographics bezüglich der Verwaltungsgrenzen) Transportnetze werden dabei für Strom, Wasserstoff und Erdgas/Methan explizit modelliert. Aufgrund der großen Technologieund Energieträgervielfalt wie auch des darin liegenden Flexibilitätspotenzials (Schaffert et al. 2022) ist auch der Wärmesektor sehr detailliert im Modell abgebildet. Der Verkehrssektor ist über die dort entstehende Stromund Wasserstoffnachfrage sowie das flexible Laden von Batterieelektrofahrzeugen im Modell berücksichtigt. Eine Übersicht der modellierten Technologien bietet Tabelle 1. Um die Transformation des Systems zu einer klimaneutralen Versorgung im Jahr 2050 zu erfassen, wird die Entwicklung des heutigen Systems für die Stützjahre 2030, 2040 und 2050 modelliert. Dabei kommt eine myopische Ausbauplanung zum Einsatz, d.h. dass die Bestandsanlagen in den Folgejahren berücksichtigt werden, solange sie ihre technische Lebensdauer noch nicht überschritten haben. Neben dem Ausbau wird auch der stündliche Einsatz aller Anlagen im System für das jeweilige Jahr in einer integrierten Optimierung ermittelt. Von der Kapazitätsoptimierung ausgenommen sind einige wenige Technologien, deren Potenziale schon heute erschöpft sind, spezifisch (Pump-) Speicherkraftwerke und Laufwasserkraftwerke, sofern nicht bereits zusätzliche Kapazitäten für diese angekündigt worden sind. Sofern der Ausbau von verfügbaren Potenzialen, z.B. verfügbarer und geeigneter Flächen für die Windund Solarstromerzeugung abhängt, wurden diese als Obergrenzen des Ausbaus im REMix-Modell berücksichtigt. 24 Tabelle 1: Technologien im REMix-Modell, sortiert nach Ausgangs-Commodity. Die Information in Klammern in der Spalte „Wärme“ verweist auf die insgesamt 17 modellierten Wärmegruppen (Gils 2015). Technologien, deren Austritts-Commodity eine andere als die in den Spalten gelisteten ist, sind nicht aufgeführt (d.h. Kompressoren und Transformatoren). Strom Erdgas Wasserstoff Wärme CO2 Wandlung - Dampfturbine1 - Dampfturbine-KWK2 - Gasturbine3 - Gasturbine-KWK3 - GuD3 - GuD-KWK3 - Laufwasserkraftwerk - Motor-BHKW3 - Photovoltaik (Dach) - Photovoltaik (Freifläche, fest) - Windturbine (offshore, fest) - Windturbine (offshore, schwimmend) - Windturbine (onshore, schwach) - Windturbine (onshore, stark) - Methanisierung (biologisch) - Methanisierung (katalytisch) - Elektrolyse (alkalisch) - Elektrolyse (Festoxid) - Elektrolyse (PEM) - Dampfreformierung - Dampfreformierung mit CCS - Boiler (Gebäude)4 - Boiler (Industrie)5 - Boiler (Wärmenetz)6 - DampfturbineKWK (Wärmenetz)2 - DampfturbineKWK (Industrie)2 - Gasturbine-KWK (Industrie)3 - GuD-KWK (Wärmenetz)3 - Motoren-BHKW (Gebäude)3 - Motoren-BHKW (Wärmenetz)3 - Solarthermie (Wärmenetz) - Wärmepumpe (Gebäude, Erdsonde) - Wärmepumpe (Gebäude, Luft) - Wärmepumpe (Industrie, Wasser) - Wärmepumpe (Wärmenetz) - Direct Air Capture* Speicherung - Batterie-elektrische Fahrzeugflotte - Lithium-IonenBatterie - Pumpwasserspeicher -kraftwerk - Speicherwasserkraftwerk - Porenspeicher - Salzkaverne - Salzkaverne (neu) - Salzkaverne (umgewidmet) - Wärmespeicher (Gebäude) - Wärmespeicher (Industrie, < 100 °C) - Wärmespeicher (Industrie, >100 °C) - Wärmespeicher (Wärmenetz) Transport - GleichstromÜbertragungsnetz - WechselstromÜbertragungsnetz - Fernleitungen - Fernleitungen (neu) - Fernleitungen (umgewidmet) Import - Fernleitungen - LNG-Terminals - Fernleitungen 1separat modelliert für folgende Energieträger: Atomkraft, Biomasse, Braunkohle, Geothermie, Steinkohle 2separat modelliert für folgende Energieträger: Biomasse und Steinkohle 3separat modelliert für folgende Energieträger: Biogas/Erdgas und Wasserstoff 4separat modelliert für folgende Energieträger: Biogas/Erdgas, Öl, Steinkohle, Strom und Wasserstoff 5separat modelliert für folgende Energieträger: Biogas/Erdgas, Braunkohle, Öl, Steinkohle, Strom und Wasserstoff 6separat modelliert für folgende Energieträger: Biogas/Erdgas, Biomasse, Strom und Wasserstoff *zu Verpressung oder Nutzung 25 4.4 Szenarien Die Entwicklung der Nachfrage nach den verschiedenen Energieträgern in den Endnutzungssektoren Gebäude, Industrie, Verkehr und Landwirtschaft ist im Wesentlichen ein exogener Input für das Modell. Dementgegen wird optimiert, unter Nutzung welcher Technologien Strom, Wasserstoff, Methan und Wärme bereitgestellt werden. Folglich muss die Betrachtung der z.B. an demographische und wirtschaftliche Faktoren, aber auch Konsumentenverhalten gekoppelte Energienachfrageentwicklung außerhalb von REMix erfasst werden. Dies erfolgte unter anderem im abgeschlossenen Vorhaben BEniVer, in dem das DLR detaillierte Szenarien für das zukünftige europäische Energieund Verkehrssystem abgeleitet hat. Hintergrund und Ausgestaltung dieser Szenarien sowie deren Einbindung in REMix sind im Folgenden beschrieben. 4.4.1 Rahmenszenarien Im Rahmen des Projekts BEniVer wurden verschiedene Rahmenszenarien für die Transformation des europäischen Energieund Verkehrssystems entwickelt. Dabei wurden detaillierte Transformationspfade für 35 verschiedene Länder abgeleitet. Der Fokus der Szenarienentwicklung lag auf der Ableitung konsistenter Pfade für die schrittweise Beendung der Nutzung fossiler Kraftstoffe im Verkehrssektor, sowie der Bereitstellung der zukünftig als Ersatz verwendeten Energieträger. Es wurden unter anderem drei Zielszenarien entwickelt, in denen jeweils unterschiedliche Energieträger eine herausragende Rolle bei der Versorgung der Nachfrage im Verkehrssektor spielen. Im Szenario SYN wird insbesondere auf synthetische Kraftstoffe gesetzt, im Szenario HYD hingehen auf Wasserstoff. Szenario DEL bildet hingegen eine Fokussierung auf batterieelektrische Antriebe ab. Für die Energienachfrage in Gebäuden und Industrie wurden jeweils damit konsistente Entwicklungen angenommen. So ist beispielsweise im Szenario DEL die direkte Elektrifizierung dort auch stärker ausgeprägt. Die genannten drei Szenarien definieren die wesentlichen Storylines in den REMixAnalysen im Projekt (Abbildung 2). Eine ausführliche Dokumentation der Szenarien ist im Anhang von (Wulff et al. 2025) enthalten. Die hier verwendeten Szenarien gehen alle von der gleichen wirtschaftlichen und demographischen Entwicklung aus und erreichen Klimaneutralität in 2050. Abbildung 2: Übersicht der Storylines für die Rahmenszenarien und deren Anpassung im Projekt Fahrplan Gaswende Für das Projekt Fahrplan Gaswende wurden kleinere Veränderungen am Szenario DEL sowie eine Umbenennung der Szenarien umgesetzt. Das Szenario HYD wird im Folgenden als H2 bezeichnet. Im Szenario DEL wurde für Deutschland eine Erhöhung der durch Wärmenetze und Wasserstoff bereitgestellten Energiemenge auf Kosten der direkten Stromnutzung umgesetzt, und das Szenario in ELEC umbenannt. Die quantitativen Auswirkungen dieser Anpassung sowie der Vergleich der Nachfragen in Deutschland im Szenariojahr 2050 können Tabelle 2 entnommen werden. In allen anderen Ländern wurde das Szenario DEL darin direkt übernommen. 32 Die nicht steuerbare Teilflotte wird im Modell nicht im Detail abgebildet, sondern als zusätzliche Stromlast berücksichtigt. Deren zeitlicher Verlauf ergibt sich aus einem festen unflexiblen Lastprofil, das repräsentativ für typisches Ladeverhalten ist. Die flexibel steuerbare Teilflotte hingegen bedient ein zeitlich aufgelöstes Fahrprofil, dass die stündliche Fahrstromnachfrage (in kWh/h) abbildet. Die zulässige maximale Ladeleistung dieser Fahrzeuge wird durch ein separates Ladeleistungsprofil begrenzt. Dieses berücksichtigt die aggregierte Ladeleistungskapazität der Flotte unter Berücksichtigung der Fahrzeugverfügbarkeit zu jedem Zeitpunkt. Ergänzend dazu ist der State of Charge (SOC) der Fahrzeugbatterien durch zwei weitere Profile begrenzt: Ein definierter Minimalund Maximalwert bildet das zulässige SOC-Band ab, innerhalb dessen der Ladezustand im Optimierungsmodell variiert werden darf (vgl. Abbildung 7). Dieses Band stellt sicher, dass ein Mindestfüllstand für spontane Fahrten und systemdienliche Flexibilität gleichermaßen berücksichtigt werden können. Abbildung 7: Exemplarischer Verlauf des Batterie-SOC über den Verlauf eines Tages 4.6 Schnittstellen In diesem Abschnitt werden die entwickelten Schnittstellen zwischen den verwendeten Eingangsdaten und Software-Tools beschrieben. Abschnitt 4.6.1 handelt von der Schnittstelle Eingangsdaten/REMixModell, die mit dem neu entwickelten REMix-Eur model generator abgebildet wird. In Abschnitt 4.6.2 wird die Schnittstelle zwischen REMix-Ausgangsdaten und MuGriFlex beschrieben. 4.6.1 Vorprozessierung der Eingangsdaten: der REMix-Eur model generator Die Vorprozessierung der REMix-Eingangsdaten umfasst unter anderem die einheitliche Umwandlung von Einheiten, das Umrechnen von Kosten in eine Währung und auf ein einheitliches Preisjahr, die konsistente Benennung von Technologien, die Bereinigung gegebenenfalls fehlerhafter Eingangsdaten, das Einlesen unterschiedlicher frei verfügbarer Datensätze und Formate, die Handhabung unterschiedlicher Eingangsdaten für unterschiedliche Szenarien inklusive das Herausfiltern nicht benötigter Daten und schließlich die datengetriebene Umformung in das benötigte Format. Dazu gehört auch die Festlegung eines gemeinsamen Datenformats für das Projekts, das die Grundlage für den REMix-Eur model generator bildet, in dem die zuvor genannten Schritte gebündelt sind. Der REMix-Eur model generator ist eine in Python geschriebene Software und stellt eine Erweiterung des REMix-Frameworks dar, auf dessen Instance-Klasse sie aufbaut. Im Zuge der noch ausstehenden Veröffentlichungen zum Projekt soll sie Open-Source gestellt werden. Sie deckt sowohl die Konvertierung skalarer Eingangsparameter wie Kosten, Wirkungsgraden oder Transportkapazitäten 33 ab, als auch die Konvertierung von zeitlichen Nachfrageoder Potentialprofilen in das jeweils gültige Modellformat. 8 Zu den Funktionen gehört die nahtlose Integration von Ausgangsdaten anderer in der Energiesystemanalyse genutzter Open-Source-Tools. So ist die Konvertierung des Outputs der genutzten Version des powerplantmatching-Tools (also Daten zu Bestandsanlagen, vgl. Abschnitt 4.5.2) inklusive Korrektur bekannter Daten-Schwachstellen ebenso implementiert wie die Umwandlung von Output des venco.py-Tools zur Erstellung von Profilen für die Modellierung von Elektrofahrzeugen. Auch die Daten aus EnDAT sind auf diese Weise integriert. 4.6.2 Umwandlung der REMix-Ergebnisse für die Nutzung in MuGriFlex Die Ergebnisse des REMix-Modells können nicht direkt in das Eingabeformat des MuGriFlex-Modells geschrieben werden. Daher musste eine Schnittstelle zwischen dem REMix-Ausgabeformat und einem Tabellenprogramm erstellt werden, um die Daten dort zu validieren, zu transformieren und in ein MuGriFlex-kompatibles Format zu überführen. Als Resultat wurde ein Konvertierungstool entwickelt, dass die gesamten sowie die zuletzt zugebauten Kapazitäten aller in REMix betrachteten Technologien in eine Tabelle überführt und in weiteren Tabellen die Zeitreihen für den Verbrauch und die Erzeugung von Energieträgern, sowie deren Transport und Speicherung für jedes Bundesland separat zusammenstellt. 4.7 REMix-Modellentwicklung Für die angestrebten Analysen des europäischen Energiesystems waren zahlreiche Erweiterungen und Verbesserungen am genutzten Modellierungsframework REMix (Abschnitt 4.7.1) erforderlich. Dies umfasst einerseits die Modellierung neuer Technologien (Abschnitt 4.7.2) und andererseits die Implementierung der Option der Umwidmung von Erdgaspipelines und Erdgas-Salzkavernenspeichern auf ihr jeweiliges Wasserstoff-Äquivalent. 4.7.1 Erweiterungen im REMix-Framework Als Grundlage des genutzten Modellierungsworkflows wurde in einigen Iterationen die Instance-Klasse in remix.framework implementiert. Diese dient als Grundlage für den REMix-Eur model generator (vgl. Abschnitt 4.6.1) und erlaubt das Aufsetzen eines kompletten REMix-Modells in einem einzigen PythonObjekt. Ergänzend wurde die myopische Pfadoptimierung im Hinblick auf die zu berücksichtigende Stilllegung von Bestandsanlagen korrigiert und erweitert. Für die Zieljahresoptimierung wurde zudem die Abbildung der Stilllegung von Anlagen verbessert. Um unterschiedliche Charakteristiken von Übertragungsnetzen über Land, unter der Erde und im Wasser abbilden zu können, wurden zuvor durch REMix fest vorgeschriebene Entfernungstypen flexibilisiert. Mit den zuvor in REMix integrierten Solver-Optionen waren die Modellinstanzen nicht lösbar. Darum mussten einerseits neue Optionen (z.B. roundcoefs, zur Vermeidung numerischer Probleme) entwickelt, andererseits existierende Solver-Optionen (z.B. bardense, numericfocus, scaling) integriert werden. 8 Im bestehenden Modell werden je nach gewählter Pfadoptimierung (Zieljahr oder myopisch) etwa 30 bis über 300 Dateien (Dateiformate: „csv“, „dat“, „geojson“, „xlsx“, „yaml“) eingelesen und in der genutzten REMixVersion 0.13.0 in 45 Ausgangsdateien (Dateiformat: „csv“ oder „dat“) geschrieben, die pro Rechnung und Szenario das jeweilige Modell darstellen. 34 Grundsätzlich wird in REMix Anlagenzubau und -Dispatch in einem Lauf optimiert. Das führt allerdings dazu, dass die Grenzkosten einzelner Commodities pro Region und Zeitschritt nicht ohne Weiteres bestimmt werden können, da die von GAMS ausgegebenen „Marginals“ so durch Investitionen verfälscht sind. Normalerweise ist dies kein Problem, da die Marginals nicht weiter genutzt werden, in Fahrplan Gaswende war dies aber relevant wegen der geplanten Weiternutzung der tatsächlichen Grenzkosten in MuGriFlex seitens des Projektpartners Fraunhofer IFAM. Um das zu ermöglichen, kann zunächst eine Optimierung für den Anlagenzubau gerechnet werden und auf deren Grundlage eine zweite Optimierung, in der Anlagenzubau nicht möglich ist, sondern nur Dispatch-Entscheidungen. Dieses Feature wurde in REMix als Option fixedcapsfromgdx implementiert. 4.7.2 Technologiemodellierung: Abbildung neuer Technologien Direct Air Capture (DAC) Die technologieseitig größte Neuerung ist die Modellierung von Direct Air Capture (DAC), also dem Einfangen von CO2 aus der Luft zur weiteren Verwendung. Diese Technologie ist so implementiert, dass sie entweder zur endgültigen Verpressung von CO2 (Carbon Capture and Storage/CCS) genutzt werden kann, oder CO2 einfängt, das als Rohstoff für die Methanisierung gebraucht wird. Da keine Transportmöglichkeit für CO2 über Regionsgrenzen möglich ist, müssen für letzteren Fall DAC und Methanisierungsanlagen in derselben Region vorhanden sein. Methanisierung Neben der Extraktion von fossilem Erdgas aus den Regionen Süd-Norwegen und Nord-England und dem Import von außerhalb der Systemgrenzen über bereits existierende Gaspipelines oder LNGTerminals ist im Modell eine weitere Möglichkeit vorgesehen, Methan (CH4) bereitzustellen: die Methanisierung. Der zugrundeliegende chemische Prozess kombiniert Wasserstoffund Kohlenstoffdioxidmoleküle zu Methan. Im Modellkontext kann der Wasserstoff aus Elektrolyse oder Importen (via Pipelines oder LH2-Terminals) stammen, während das benötigte Kohlenstoffdioxid nur aus Direct Air Capture gewonnen werden kann. Sowohl biologische als auch katalytische Methanisierung ist möglich, die sich voneinander lediglich durch Kosten unterscheiden. LNG-Terminal LNG-Terminals sind im Modell so hinterlegt, dass sie in all den Regionen, in denen potentiell eine Schiffsanlandung über ein Gewässer möglich ist, gebaut werden können. Die Stand 2025 in Deutschland existierenden LNG-Terminals sind als Bestandsanlagen im Modell. Die Technologie konvertiert Flüssigerdgas (liquid natural gas, LNG) zu Methan (CH4). Dabei erzeugen das Terminal selbst fixe Kosten sowie der Import von LNG variable Kosten. Die Umwandlung wird als verlustfrei angenommen. Dampfreformierung Die heutzutage etablierte Methode zur Wasserstoffgewinnung ist die Dampfreformierung (engl. Steam Methane Reforming, SMR). Dabei werden Methan und Wasser unter Energiezufuhr zu Wasserstoff und Kohlenstoff(monoxid) umgewandelt. In der Modellierung ist das so abgebildet, dass Methan und Strom zu Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid umgewandelt werden. So entsteht „grauer“ Wasserstoff. 35 Das Modell hat allerdings auch die Möglichkeit, Dampfreformierung mit CCS zuzubauen. Die grundlegende Modellierung ist wie bei der Variante ohne CCS, nur dass pro Technologieaktivität CCSKosten hinzukommen und der entstehende Wasserstoff unter größerem Energieeinsatz nur noch etwa ein Zehntel der sonst entstehenden CO2-Emissionen verursacht. LH2-Terminal LH2-Terminals sind äquivalent zu LNG-Terminals modelliert, mit dem Unterschied, dass Flüssigwasserstoff zu gasförmigem Wasserstoff umgewandelt wird. Während für LNG im Modell ein Weltmarktpreis angenommen wird, sind für LH2 sechs unterschiedliche mögliche Herkunftsorte (und somit Kosten) im Modell hinterlegt. 4.7.3 Technologiemodellierung: Umwidmung von Pipelines und Salzkavernen Sowohl für Erdgas-Pipelines wie auch für Salzkavernen wird die Option der Umwidmung im Modell ermöglicht. Diese ist äquivalent implementiert mit einem Unterschied in der Berücksichtigung der Transportbzw. Speicherkapazitäten. Für beide Technologien ist es möglich, in dem Jahr der Stilllegung der Erdgas-Technologie jeweils eine umgewidmete Wasserstoff-Entsprechung zu geringeren Kosten zu bauen als das bei einem Neubau einer Wasserstoff-Pipeline bzw. -Kaverne der Fall wäre. Für die Pipeline-Umwidmung ergibt sich dabei eine Kapazität von 80 % im Vergleich zum ursprünglichen Erdgas-Äquivalent, wohingegen die umgewidmete Salzkaverne 20 % ihres Erdgasspeicherpotentials erhält. Die technischen Hintergründe dieser Modellannahmen sind in (Schaffert et al. 2025) in Abschnitt 7.1 für das Transportnetz und Abschnitt 11.2 für die Kavernenspeicherung erläutert. 4.8 Ergebnisse der Modellierung mit REMix Aus der großen Anzahl an Technologien, Regionen und Zeitschritten im Modell ergibt sich eine entsprechend hohe Zahl optimierter Variablenwerte in den Ergebnissen. Diese beläuft sich für einen einzelnen myopischen Pfad pro Szenario auf deutlich über 500 Millionen Einzelwerte. Somit liegt eine zentrale Herausforderung der Analyse darin, aus diesem Datenbestand die besonders relevanten Ergebnisse und Erkenntnisse zu extrahieren. Gemäß dem Projektziel soll im Folgenden insbesondere auf die Entwicklung der europäischen Gasinfrastrukturen eingegangen werden. Dabei werden die Implikationen der verschiedenen Szenarien der Energienachfrage sowie Wasserstofferzeugungskosten adressiert. Vor dem Hintergrund substanzieller Mengen europäischer Erzeugung von grünem Wasserstoff wird zudem die Entwicklung des Stromsystems im Detail analysiert. 4.8.1 Systemkosten und Emissionen im Szenariovergleich über alle Modelljahre Die REMix-Ergebnisse der aggregierten Systemkosten in den modellierten Jahren 2030, 2040 und 2050 unterstreichen den Kostenvorteil, der sich aus der höheren Effizienz elektrischer Anwendungen gegenüber brennstoffbasierten Anwendungen ergibt (Abbildung 8). So liegen die Kosten im Szenario ELEC in allen Varianten um etwa 5-9 % unter jenen in H2 und SYN. Mit den Kosten für Wasserstofftechnologien und -importe sinken auch die Gesamtsystemkosten, wobei die Auswirkung mit der genutzten Menge an Wasserstoff skaliert, und mit etwa 4 % in H2 am größten ausfällt. Der Kostenrückgang ist damit aber deutlich geringer als jener der angenommenen Importkosten für grünen Wasserstoff (etwa 40 % Kostenrückgang für das „H2CostLow“-Szenario, 32,5 % im Fall „RestrictH2Exporters“). Falls auf die geringfügig günstigeren Wasserstoffimporte aus Russland verzichtet werden muss, steigen die Systemkosten um maximal 1 %. 36 Abbildung 8: Vergleich der Gesamtsystemkosten in den betrachteten Szenariovarianten für den Zeitraum 2030-2050. Zur Beachtung: die Skala der y-Achse beginnt nicht bei null. Auch bei den akkumulierten CO2-Emissionen erweist sich das Elektrifizierungsszenario als am günstigsten (Abbildung 9). Insbesondere in Szenario SYN ergeben sich deutlich höhere Emissionen. Dies ist aber im Wesentlichen bedingt durch die exogenen Szenarioannahmen zum Hochlauf nachhaltiger Energieträger im Verkehrssektor, und somit kein Ergebnis von Modellentscheidungen in REMix. Abbildung 9: Vergleich der akkumulierten CO2-Emissionen für den Zeitraum 2030-2050 in den betrachteten Szenariovarianten. Der Pfad der Emissionsreduktion unterscheidet sich massiv in den verschiedenen Modellregionen (Abbildung 10). Die großen Unterschiede in 2030 ergeben sich teilweise aus den ebenfalls bilanzierten und exogen vorgegebenen Nachfragen nach fossilen Energieträgern in Industrie und Verkehr, und teilweise aus dem Bestand an fossilen (Kohle-)Kraftwerken. Die zeitliche Entwicklung, einschließlich der in manchen Regionen bereits in 2040 negativen Emissionen, ergibt sich dann insbesondere aus der räumlichen Konzentration von Anlagen zur EE-Stromerzeugung sowie der damit betriebenen CO23 0 00 0 00 0 00 0 ELEC H2 S Gesamtsystemkosten in Mrd. Euro H2CostHigh H2CostLow RestrictH2Exporters 200 00 00 00 000 200 ELEC H2 S C 2 Bilanz in Megatonnen H2CostHigh H2CostLow RestrictH2Exporters 37 Entnahme aus der Atmosphäre zum Zwecke der Erzeugung von synthetischem Methan oder der Endlagerung im Boden (wobei letztere Option in keinem der Szenarien nennenswert genutzt wird). Abbildung 10: Regionale Verteilung der CO2-Bilanz im Verlauf der Stützjahre 2030, 2040 und 2050 in der Szenariovariante ELEC+H2CostLow. 4.8.2 Entwicklung und räumliche Verteilung der Stromerzeugung Obwohl die Erzeugung von Wasserstoff zusätzlichen Strom benötigt zeigen sich in den REMixErgebnissen vergleichbare Gesamtmengen an installierter Kraftwerksleistung in den Szenarien ELEC und H2 (Abbildung 11). Dies ergibt sich daraus, dass in H2 deutlich größere Mengen an Wasserstoff importiert werden, wodurch die dafür benötigte Stromerzeugungsleistung nicht explizit im Modell berücksichtigt ist. Im Falle günstigerer Importkosten ist die Stromerzeugungskapazität in Europa durch diesen Effekt in H2 sogar geringer als in ELEC. Durch das längere Festhalten an fossilen Brennstoffen, welches sich auch in den CO2-Emissionen niederschlägt (Abbildung 11) sind die im Jahr 2040 benötigten Kapazitäten in Szenario SYN vergleichsweise geringer, durch den hohen Strombedarf für die Erzeugung synthetischer Kraftstoffe steigen sie danach aber auf höhere Werte als in den anderen Szenarien. Abbildung 11: Entwicklung der installierten Stromerzeugungskapazitäten im Untersuchungsgebiet im Verlauf der Transformation und für die betrachteten Szenariovarianten. 00 000 00 2000 2 00 3000 3 00 000 00 000 2020 2030 20 0 20 0 2020 2030 20 0 20 0 2020 2030 20 0 20 0 ELEC H2 S Gesamte installierte elektrische Kra werksleistung in GW (inkl. Soeicher) H2CostHigh H2CostLow RestrictH2Exporters 38 Die Unterschiede in den Stromerzeugungskapazitäten spiegeln sich auch in der Erzeugungsstruktur wider (Abbildung 12). Getrieben durch die steigenden CO2-Kosten erfolgt die Stromerzeugung in allen Szenarien in 2050 nahezu ausschließlich unter Nutzung erneuerbarer Energiequellen. Die zusätzliche Nachfrage wird in den Varianten von Szenario H2 bevorzugt aus Windanlagen auf See bedient, wohingegen in den SYN-Varianten ein deutlich höherer Anteil an PV-Anlagen realisiert wird. Die EEStromerzeugung wird ergänzt durch Kernenergie aus den nach 2020 neu installierten Kraftwerken (einschließlich solcher, die bisher nur in Bau oder Planung sind), Speicherwasserkraftwerke sowie KWK-Anlagen und Kondensationskraftwerke für die Verbrennung von fester Biomasse und Biogas. Abbildung 12: Entwicklung der elektrischen Energieversorgung im Untersuchungsgebiet im Verlauf der Transformation und für die betrachteten Szenariovarianten in 2030 (oben) und 2050 (unten). In der räumlichen Verteilung der Anlagen zur Windund Solarstromerzeugung spiegeln sich die in Qualität und Quantität jeweils besten Potenziale wider (Abbildung 13 und Abbildung 14). Diese unterscheidet nicht wesentlich zwischen den betrachteten Szenarien. Sowohl für Photovoltaik als auch für die Windenergie illustrieren die Abbildungen wie mit steigender Nachfrage sowohl die Kapazitäten in den jeweils am besten geeigneten Regionen ansteigen, als auch zusätzliche Regionen mit geringeren Betriebsstunden erschlossen werden. 39 Abbildung 13: Räumliche Verteilung der PV-Anlagen im zeitlichen Verlauf für Szenario ELEC-+H2CostHigh. Abbildung 14: Räumliche Verteilung der Windenergieanlagen im zeitlichen Verlauf für Szenario ELEC-+H2CostHigh. Der stark steigende Anteil der variablen EE-Stromerzeugung wird in Teilen auch durch stationäre Batteriespeicher ausgeglichen (Abbildung 15). Deren Kapazität steigt nach 2030 rapide an, und korreliert in Umfang und Standort mit dem PV-Ausbau. Trotz dieses Ausbaus liegt die Speicherkapazität in allen Szenarien unter jener der heutigen Speicherwasserkraftwerke (56 TWh), in SYN allerdings über jener der heutigen Pumpspeicher (1,5 TWh). 40 Abbildung 15: Entwicklung der kumulierten stationären Batteriespeicher-Kapazitäten in Europa für alle Szenarien über die Modelljahre. 4.8.3 Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff Die Szenarioannahmen haben wesentlichen Einfluss auf die Erzeugungsorte des Wasserstoffs (Abbildung 16). Über alle Szenarien und Jahre hinweg werden mindestens 60% des nachgefragten Wasserstoffs in Europa produziert. Bei hohen Importkosten kann die Nachfrage sogar im Jahr 2050 in manchen Fällen noch komplett aus Europa gestillt werden. Bei geringeren Importkosten werden insbesondere im Szenario H2 relevante Menge von außerhalb nach Europa gebracht. Falls erlaubt, kommen die Import aus Osteuropa, falls nicht aus Nordafrika und dem Nahem Osten. Alle nennenswerten Wasserstoffimporte im Modell sind Pipeline-basiert. Abbildung 16: Wasserstoff-Importanteile je Herkunftsregion pro Modelljahr und betrachtetem Szenario. Wichtig zu beachten ist, dass die Nachfrage nach Wasserstoff in den Szenarien H2 und SYN aufgrund der exogenen Nachfrageszenarien fast drei Mal so groß ist, wie jene in ELEC (Abbildung 17). Diese 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 ELEC H2 SYN Gesamte installierte stationäre Batteriespeicherkapazität in GWh H2CostHigh H2CostLow RestrictH2Exporters 41 Darstellung illustriert einmal mehr die große Unsicherheit bezüglich der zukünftig erforderlichen Mengen an Wasserstoffimporten von außerhalb Europas, die für 2050 zwischen nahezu null und über 800 TWh liegen. Abbildung 17: Absoluter Wasserstoffimport je Herkunftsregion pro Modelljahr und betrachtetem Szenario. Die innereuropäische Produktion von Wasserstoff orientiert sich stark an der EE-Stromerzeugung (Abbildung 19). Während bei (durch Jahr oder Szenario bestimmt) geringeren Nachfragemengen zunächst windreiche Regionen als Elektrolyseursstandorte dominieren, werden diese bei höheren Mengen durch Kapazitäten in Regionen mit guten Solarpotenzialen ergänzt. Dies ist hier illustriert für das Szenario ELEC+H2CostHigh für eine geringe Nachfrage und das Szenario SYN+H2CostHigh für eine hohe Nachfrage. Abbildung 18: Entwicklung der Elektrolysekapazitäten in Europa für Szenario ELEC+H2CostHigh. Aufgrund der deutlich unterschiedlichen installierten Leistungen ist der Farbcode anders als in Abbildung 19. 48 Abbildung 32: Wechselstrom-Übertragungsnetzes im Szenario ELEC+H2CostHigh Das Gleichstrom-Übertragungsnetz (DC-Netz) ist von seinen Gesamtkapazitäten her im Zieljahr 2050 weniger stark ausgebaut als das Wechselstrom-Übertragungsnetz, dafür ist dessen Ausbau im Vergleich zum Referenzjahr deutlich ausgeprägter (Abbildung 33). Bis in das Zieljahr 2050 hinein findet ein Ausbau statt. Der DC-Netzausbaupfad ist stabil über alle Szenarien. 49 Abbildung 33: Entwicklung des Gleichstrom-Übertragungsnetz im Szenario ELEC+H2CostHigh. Die heute vorhandenen Fernleitungen für Erdgas bzw. Methan werden überwiegend schon bis 2030 zurückgebaut oder umgewidmet. Das gilt für Szenarien mit geringen Wasserstoffimportkosten gleichermaßen wie für solche mit hohen, und etwas eingeschränkter auch für das Szenario mit Fokus auf synthetische Kraftstoffe und Methanisierung (Abbildung 34). 50 Abbildung 34: Zeitliche Entwicklung der Fernleitungen für Erdgas bzw. Methan in Szenario SYN+H2CostHigh. 51 4.9 Fazit und Handlungsempfehlungen Ergebnisse der Gesamtsystemoptimierung: Stromerzeugung und Flexibilität Die Analysen der Szenarienergebnisse aus REMix zeigen, dass die verfügbaren Potenziale zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen und die Erschließung der Flexibilität der verschiedenen Sektorenkopplungsoptionen einen hohen Anteil an Eigenversorgung mit Wasserstoff und Methan (aus Biogas und Wasserstoff hergestellt) in Europa ermöglichen. Zur Flexibilität tragen Stromund Wasserstoffnetze für die räumliche Verschiebung gleichermaßen bei wie Wasserstoffspeicher, Methanspeicher, Wärmespeicher, Pumpspeicher, stationäre und mobile Batteriespeicher für die zeitliche Verschiebung. Dies wird ergänzt durch die regelbare Strombereitstellung von Speicherwasserkraftwerken, verbleibende Kernkraftwerken, sowie Kraftwerken und KWK-Anlagen zur Verbrennung von fester Biomasse und Biogas. Frühere Analysen bestätigend ergeben sich nur bedingte Konkurrenzund Verdrängungseffekte zwischen den verschiedenen Optionen der Sektorenkopplung. Neben der variablen Erzeugung, Speicherung und dem Transport von Wasserstoff kommt also auch dem gesteuerten und bidirektionalen Laden von Batteriefahrzeugen und der Flexibilisierung der Wärmeversorgung eine wichtige Rolle bei der Nutzung erneuerbarer Energiequellen zu. Somit muss die Ausgestaltung der Sektorenkopplung auf die Nutzung aller verfügbaren Flexibilitäten ausgerichtet sein. Ergebnisse der Gesamtsystemoptimierung: Transformation der Gasinfrastruktur In den betrachteten Szenarien und unter den getroffenen Annahmen konzentriert sich die Erzeugung von Wasserstoff in Regionen mit hohen Kapazitätsfaktoren für Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik. Bei geringeren Nachfragemengen liegt der Schwerpunkt auf windenergiebasierter Erzeugung im Nordund Ostseeraum, bei höheren Nachfragemengen wird die Erzeugung in Südeuropa, insbesondere Spanien, dominant. Wasserstoffimporte von außerhalb Europas erfolgen Pipeline-basiert. Importmengen und -routen sind stark abhängig von den realisierbaren Preisen an der Systemgrenze und deren Verhältnis zu den Elektrolyseurskosten. Für die betrachteten Szenarien liegt der Importanteil in 2050 zwischen etwa 1% und 30% der Nachfrage. Falls sie möglich sind, werden aufgrund des Preisvorteils in der genutzten Datenquelle Exporte aus Osteuropa (Russland, Ukraine) bevorzugt, falls nicht, werden sie durch Importe aus Nordafrika und dem Nahen Osten sowie innereuropäische Erzeugung ersetzt. Wasserstoffnetze dienen insbesondere der Versorgung der Länder in Mitteleuropa sowie der Verbindung von Erzeugungsund Speicherstandorten für Wasserstoff. Beim modellendogenen Bau von Wasserstoffpipelines wird überwiegend die Umwidmung bestehender Gaspipelines realisiert. Ein Neubau erfolgt ergänzend und umfasst maximal ein Drittel der Gesamtkapazität. Die szenariobasierte Annahme unterschiedlicher Wasserstoffnachfragen wirkt sich stark auf die erforderlichen aggregierten Netzkapaziten aus, im Extremfall unterscheiden sich diese in 2050 um mehr als Faktor 6. Die optimale Netztopologie ergibt sich aus den jeweiligen Erzeugungsorten und Importrouten, woraus deutliche Unterschiede resultieren. Aus deutscher Sicht werden in machen Fällen insbesondere die Leitungen Richtung Dänemark, Schweden und Schottland, in anderen Fällen insbesondere in Richtung Polen und in wiederum anden Fällen in Richtung Spanien und Italien ausgebaut. Die Gesamtkapazität des Netzes korreliert überwiegend mit Nachfrage, wohingegen die Annahmen zu den Kosten von Wasserstofftechnologien und -importen sich deutlich weniger darauf auswirken. 52 Getrieben durch den modellexogen angenommenen Rückgang der Gasnachfrage nimmt die Nutzung des Gastransportnetzes bis zwischen 2030 und 2050 um über 90% ab. Das verfügbare Biogas wird überwiegend innerhalb der Erzeugungsregionen genutzt. Für die Speicherung von Wasserstoff kommen nahezu ausschließlich umgerüstete ErdgasKavernenspeicher zum Einsatz. Die deutlich teurere Option des Baus neuer Kavernenspeicher für Wasserstoff wird hingegen nur im Extremfall sehr hoher Nachfrage und geringer Importe genutzt, und macht auch dann nur weniger Prozent der Speicherkapazität aus. Je nach Höhe der vom Szenario vorgegebenen Wasserstoffnachfrage werden nur Teile der heutigen Erdgas-Kavernenspeicher umgerüstet oder – unter Berücksichtigung des geringeren möglichen Energiegehalts von Wasserstoffkavernen von 20 % im Vergleich zur Erdgaskaverne – sämtliches Umwidmungspotential ausgenutzt. Biogas und fester Biomasse kommt zukünftig eine wesentliche Rolle in der flexiblen Bereitstellung von Strom zu. Dies erfordert allerdings entsprechende Speicheroptionen. Wasserstoff kommt zur Stromerzeugung nur ergänzend zum Einsatz. Handlungsempfehlungen Die Nutzung erneuerbarer Energiequellen zur Stromerzeugung in Europa konsequent auszubauen muss weiterhin Priorität haben. Diesen Strom im Rahmen der Sektorenkopplung auch in Gebäuden, Industrie und Transportsektor, aber auch zur Wasserstofferzeugung zu nutzen trägt gleichermaßen zum Klimaschutz und der Importunabhängigkeit bei. Potenziale der flexiblen Nutzung von Strom, u.a. durch Einbindung von Wärmeund Wasserstoffspeichern, müssen gehoben werden, da die gewonnene Flexibilität die Ausnutzung des grünen Stroms und damit die Systemkosten deutlich reduzieren kann. Ohne ein klares Bild der zukünftigen Mengen und Orte der Wasserstoffnachfrage lässt sich nicht bestimmen, wie umfangreich und weitreichend ein zukünftiges transeuropäisches Wasserstoffnetz ausgelegt werden muss. Bleibt die Nachfrage gering, spielt der innereuropäische Transport über weite Strecken, z.B. von Spanien nach Deutschland, nur eine sehr untergeordnete Rolle. Stattdessen werden die näher gelegenen Potenziale, insbesondere in Schweden und Dänemark, genutzt. Daraus folgt, dass eine sichere Planung und Steuerung der Wasserstoffnachfrage zentral ist, um die geeigneten Infrastrukturen zu bauen. Dies erfordert eine zwischen Wirtschaft und Politik abgestimmte Transformationsstrategie und darauf ausgerichtete und langfristig wirkende regulatorische Maßnahmen. Grundlage dieser Strategie muss eine realistische Bewertung der Marktund Technologieentwicklung sein, in der zu klären ist, wo die gegenüber der direkten Elektrifizierung meist teureren brennstoffbasierten Lösungen zur Bereitstellung von Energiedienstleistungen nötig sind. Robuster sind die Ergebnisse zur Speicherung. Eine zumindest teilweise Umwidmung der bestehenden Erdgaskavernenspeicher wird unabhängig von der Nachfrage realisiert. Somit braucht auch für den Anreiz des Baus von Wasserstoffspeichern einen angemessenen regulatorischer Rahmen, der natürlich nicht unabhängig vom Hochlauf von Erzeugung und Nachfrage sowie der Netzplanung ist. 53 5. Umsetzung der Transformation Während im vorangegangenen Kapitel die aus gesamtwirtschaftlich-europäischer Sicht optimalen Transformationspfade hin zu einem dekarbonisierten Energiesystem untersucht wurden, wird in diesem Kapitel der Frage nachgegangen, wie Investoren und Betreiber unter den für sie geltenden betriebswirtschaftlichen Bedingungen die benötigten Energiewandler bauen und betreiben würden. Die betrachteten Energiewandler in der Sektorenkopplung sind die Wärmeerzeuger in der Fernwärme, mit einem Fokus auf Großwärmepumpen und KWK-Anlagen, und Elektrolyseure mit besonderer Beachtung der Abwärme Nutzungsmöglichkeiten. Im Folgenden wird zuerst die Methodik und die verwendeten Eingangsdaten der betriebswirtschaftlichen Optimierung beschrieben, gefolgt von Abschnitten zu der Sektorenkopplung in der Fernwärme und mit Elektrolyseuren. 5.1 Methodik und Eingangsdaten für die betriebswirtschaftlichen Optimierungen Die im Folgenden durchgeführten Berechnungen und Optimierungen wurden mit dem im Fraunhofer IFAM entwickelten Energiesystemmodell MuGriFlex durchgeführt (siehe Abschnitt 5.1.1). Dieses wurde im Rahmen des Projektes Fahrplan Gaswende unter anderem um die Funktionalitäten für die Abwärmenutzung aus der Elektrolyse erweitert (siehe Abschnitt 5.1.2). Die Eingangsparameter, vor allem die zu Grunde liegenden Stromund Gaspreise, werden in den Abschnitten 5.1.3 und 5.1.4 beschrieben. 5.1.1 Modellbeschreibung MuGriFlex Mit dem Energiesystemmodell MuGriFlex wird die Dimensionierung und die Einsatzplanung verschiedener Energiewandlungsanlagen über einen Zeitraum – beispielsweise ein Jahr – optimiert. Als Ergebnis können Aussagen über den bestmöglichen Betrieb, die optimale Anlagenauslegung oder die Ausgestaltung bzw. Auswirkungen des regulatorischen Rahmens dargestellt werden. Das Modell wurde im Rahmen des Forschungsprojektes MuGriSto (Multi-Grid-Storage, (Brandstätt et al. 2015)) entwickelt und im Forschungsprojekt MuSeKo (Multi-Sektor-Kopplung, (Fette et al. 2020)) weiterentwickelt. Im Rahmen dieses Projekts wurden weitere Funktionalitäten, namentlich die Möglichkeit die Abwärmenutzung von Elektrolyseuren abbilden zu können, implementiert (siehe Abschnitt 5.1.2). Eingangsgrößen für die Modellierung sind dabei immer Zeitreihen für den von den Anlagen zu deckenden Energiebedarf (z.B. Wärmelastverlauf, Gaserzeugung), Zeitreihen für Wetterdaten (Außentemperatur, solare Strahlung), Zeitreihen der Energiekosten (z.B. Spotoder Regelenergiemarkt für Strom), die techno-ökonomischen Anlagenparameter (z.B. Wirkungsgrade, Leistungen, Kapitalund Betriebskosten), sowie Daten zum regulatorischen Umfeld (Abgaben, Steuern, Förderungen). 54 Abbildung 35: vereinfachter Programmablaufplan vom Energiesystemmodell MuGriFlex Das Tool dimensioniert die Anlagen und setzt sie so ein, dass z.B. die im Betrachtungszeitraum benötigte Wärmeversorgung zu möglichst geringen Kosten erfolgt. Die Verbindung zum Stromsektor besteht dabei anhand der stündlichen Preise. Für jeden Zeitschritt vergleicht MuGriFlex die Erzeugungskosten bzw. -erlöse der unterschiedlichen Versorgungsoptionen und bestimmt den günstigsten Anlageneinsatz. Bei niedrigem Strompreis können z.B. Elektrokessel oder Wärmepumpen die Wärmelast günstig versorgen. Bei hohen Strompreisen hingegen wird eher die KWK-Anlage eingesetzt, da sie unter Berücksichtigung der Vermarktungserlöse auf der Stromseite günstigere Wärmeerzeugungskosten aufweist. Zur maximalen Ausnutzung günstiger Bedingungen wird Wärme, die vor dem Zeitpunkt des Bedarfs wirtschaftlicher als zu diesem Zeitpunkt erzeugt werden kann, in einem Wärmespeicher, dessen Größe ebenfalls optimiert wird, eingespeichert und in den folgenden Zeitschritten zur Versorgung eingesetzt. Bei den für den Anlageneinsatz berücksichtigten Wärmeerzeugungskosten handelt es sich um Grenzkosten (bestehend aus Brennstoffbzw. Stromkosten und Erlösen aus dem Stromverkauf und anderen variablen Betriebskosten). Wenn die Optimierung der Anlagenkonfiguration (z.B. Größe der KWK-Anlage oder des Wärmespeichers) das Ziel ist, werden in einem weiteren Rechenschritt für alle vorgegebenen Anlagenkombinationen die Gesamtkosten bei optimiertem Betrieb ermittelt (unter Berücksichtigung von Kapitalkosten, Zinssätzen, Nutzungsdauern bzw. Abschreibungszeiten Förderungen und fixen Betriebskosten für alle Wärmeerzeuger bzw. Speicher) und die Anlagenkombination mit den geringsten Gesamtkosten ausgewählt. Als Output aus MuGriFlex können nicht nur die Gesamtkosten der Wärmeerzeugung ausgewertet werden, sondern auch Kennwerte wie z.B. Volllaststunden und somit die bereitgestellte Wärmemenge je Anlagentyp, Jahresarbeitszahlen von eingesetzten Wärmepumpen, Amortisationszeiten der Anlagen, gezahlte Abgaben auf den bezogenen Strom usw. Eine weitere Analysemöglichkeit bietet die Betrachtung unterschiedlicher Preisszenarien oder eine Änderung der Abgabenoder Vergütungsprofile. Die Wirtschaftlichkeit der einzelnen Anlage bzw. des Gesamtsystems kann in Szenarien entsprechend der Entwicklungspfade der Technologie verglichen 55 werden. Weitere Erkenntnisse und Rückschlüsse auf die Systemdienlichkeit des Anlagenverbunds erfolgen aus einem Abgleich zwischen Anlageneinsatz und den Erfordernissen aus einer gesamtwirtschaftlichen Sichtweise. 5.1.2 Erweiterung MuGriFlex Im Rahmen des Projektes Fahrplan Gaswende wurde das Energiesystemmodell MuGriFlex weiterentwickelt und an die Anforderungen angepasst. Im Einzelnen sind die folgenden Arbeiten zu nennen. Einlesen von REMix-Daten Die Ergebnisse der REMix-Berechnungen werden in mehreren umfangreichen Excel-Dateien bereitgestellt, die nach den 15 deutschen Regionen strukturiert sind. Zusätzlich sind aggregierte Datensätze für das gesamte Bundesgebiet enthalten. Die Datensätze umfassen sowohl die optimierten Anlagengrößen als auch die zugehörigen Einsatzzeitreihen. Für die Berechnungen des stellvertretenden Fernwärmenetzes wird die Leistung der bestehenden Wärmeerzeuger jedes Szenarios, jedes Jahres und jeder Region in das Verhältnis „cap-to-peak“ (C2P) umgerechnet, das angibt, welcher Anteil der installierten Wärmeerzeugungskapazität zur Deckung der Jahresspitzenlast benötigt wird. Eine C2P von 0,25 bedeutet beispielsweise, dass ein Wärmeerzeuger ein Viertel der benötigten Spitzenlastleistung der jeweiligen Region decken kann. MuGriFlex nutzt die C2P-Werte, um abhängig von der konkreten Versorgungssituation, beispielsweise in einem Fernwärmenetz, dessen Spitzenlasten in konkrete Leistungswerte für die jeweiligen Wärmeerzeuger zu übersetzen. Das Einlesen der REMix-Werte ist wichtig, um den bestehenden Anlagenpark für jedes Jahr zu erfassen und darauf aufbauend Erweiterungen zu planen. Szenariendefinition In REMix variieren die Eingangsdaten und Ergebnisse sowohl zwischen den betrachteten Jahren als auch unterschiedlichen Szenarien. Um diese Varianzen in MuGriFlex abbilden zu können, wurde die Möglichkeit geschaffen, die Szenarien und Jahre auszuwählen, sowie automatisiert durch die Auswahlmöglichkeiten zu iterieren, um den Vergleich der Ergebnisse zu vereinfachen. Das ExcelInterface wurde um ein Szenarien-Blatt erweitert, wo die verschiedenen Einstellungen der Parameter und Auswahl der Zeitreihen bei Auswahl eines vordefinierten Szenarios automatisch vorgenommen wird. Ergänzend besteht nun die Möglichkeit, eine Liste von Szenarien zu definieren, die sequenziell und automatisiert abgearbeitet wird. Flexible Ausgabe Zur flexiblen Anpassung der Ausgabe der Optimierungsergebnisse an die jeweilige Untersuchung wurde die Ausgabestruktur in zwei separate Arbeitsblätter unterteilt. Das erste Blatt ermöglicht die Ausgabe ausgewählter Zeitreihen, beispielsweise des stündlichen Anlageneinsatzes oder des Speicherfüllstands. Das zweite Blatt stellt aggregierte Einzelwerte für jedes berechnete Szenario bereit. Die gewünschten Ausgaben können direkt innerhalb der Blätter definiert werden, sodass sie unmittelbar für nachgelagerte Berechnungen oder die Erstellung von Diagrammen genutzt werden können. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, Eingangsparameter durchzureichen, was insbesondere für den Vergleich mit den REMix-Optimierungsergebnissen von Bedeutung ist. 56 Modellkopplung Strompreis-Modell Die in MuGriFlex verwendeten Strompreise werden in einem separaten Modell berechnet (vgl. Abschnitt 5.1.4). Aufgrund der Differenzierung nach Jahren, Szenarien, Regionen sowie der Unterscheidung zwischen regionalen und zonalen Strompreisen entstehen eine Vielzahl von Zeitreihen, die sich im Verlauf des Projekts mehrfach geändert haben. Um diese Daten konsistent und effizient zu integrieren, war eine automatisierte Lösung erforderlich. Diese wurde durch ein PythonSkript realisiert, das die Übergabedateien einliest und die Inhalte gemäß einer definierten Struktur in ein zentrales Blatt der in Excel realisierten Benutzeroberfläche überträgt. Die Auswahl der jeweils korrekten Strompreiszeitreihe erfolgt anschließend über die Szenarioauswahl. Abwärmenutzung der Elektrolyseure in der Fernwärme In der bisherigen Version von MuGriFlex wurden Elektrolyseure und Wärmeerzeugung unabhängig voneinander simuliert und optimiert. Durch eine Erweiterung des Funktionsumfangs ist es nun möglich, die Abwärme eines Elektrolyseurs als Wärmequelle für eine Wärmepumpe zu nutzen. Der Elektrolyseur wird weiterhin auf Basis eines betriebswirtschaftlich optimalen Einsatzes geplant, wobei aus dessen Betriebsprofil eine Abwärme-Zeitreihe resultiert. Für die Wärmequellen der Wärmepumpe können drei Konfigurationsoptionen definiert werden: 1. Nutzung einer einzelnen Wärmequelle, deren Temperatur und Wärmemenge als Zeitreihe vorliegt (z. B. Außenluft), 2. ausschließliche Nutzung der Abwärme des Elektrolyseurs, 3. kombinierte Nutzung beider Quellen, wobei zu jedem Zeitpunkt die Wärmequelle mit der höheren Temperatur bevorzugt wird. Bei der Definition der Energiewandlungsanlagen, kann festgelegt werden, welche Wärmepumpe die Abwärme eines bestimmten Elektrolyseurs verwendet. In einer äußeren Optimierungsschleife werden der Elektrolyseur, die Wärmepumpe (inklusive Abwärmenutzung) sowie die übrige Wärmeerzeugung gemeinsam hinsichtlich ihrer Anlagengrößen und Einsatzzeiten optimiert. Modellierung Energieübertragungsstrecke mit Speicher Zur Simulation des Stromtransports in unterschiedlichen Energieformen sowie zur Optimierung der hierfür erforderlichen Anlagen einschließlich Speicher wurde eine eigenständige Erweiterung von MuGriFlex entwickelt, die sich methodisch stark am Kernmodell orientiert. Für jeden Einspeisepunkt werden zunächst die Optionen zur Bedarfsdeckung unter Berücksichtigung der Speichergrößen, Speicherverluste und Übertragungsverluste berechnet und nach ihren spezifischen Kosten geordnet. Im anschließenden Schritt erfolgt die sequenzielle Abarbeitung dieser Optionen unter Berücksichtigung des verbleibenden Bedarfs. In einer übergeordneten Optimierungsschleife werden die Anlagengrößen variiert und die Gesamtkosten optimiert. Das Ergebnis ist ein Gesamtsystem, das die betrachteten Energieformen und Speichertechnologien in einer kostenoptimalen Konfiguration integriert. 57 Auskopplung COP-Zeitreihe für REMix Die Zeitreihe des coefficient of performance (COP) der Wärmepumpen ist ein Input für das REMixModell und wurde für jeden Zeitschritt einzeln berechnet. Als Grundlage dient die physikalische Formel des Carnot-Wirkungsgrad. Der reale COP ergibt sich aus der Multiplikation des Carnot-Gütegrads mit dem physikalisch maximalen Wirkungsgrad im Carnot-Prozess: C Preal = η ⋅ T(warm ) T(warm )− T(kalt ) mit den Variablen [𝐶𝑂𝑃real]= −(𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑠𝑙𝑜𝑠): Leistungszahl der Wärmepumpe (Coefficient of Performance) [𝜂]= −(𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑠𝑙𝑜𝑠): Wirkungsgrad der realen Anlage im Verhältnis zur idealen Carnot-Leistung [𝑇warm] = K (Kelvin): Temperatur des Heizkreises [𝑇kalt] = K (Kelvin): Temperatur der Wärmequelle Dabei wurden für jede Technologie unterschiedliche Wärmequellentemperaturen (𝑇kalt) definiert: Außentemperatur für dezentrale Luft-Wärmepumpen, konstante 12 °C für dezentrale Erdwärmepumpen, 40 °C für Industriewärmepumpen und ein Mittelwert aus Außentemperatur, Flusswassertemperatur und Abwärme für Fernwärmepumpen. Die Vorlauftemperaturen des Heizkreises (𝑇warm) sinken bei den dezentralen Versorgungsoptionen linear von 65 °C in 2020 auf 60 °C in 2050. Die Vorlauftemperaturen der Fernwärme liegen außentemperaturabhängig zwischen 85 °C und 110 °C. Mit diesen Parametern wurde für jeden Zeitschritt und alle Regionen, Szenarien und Jahre der reale COP berechnet. 5.1.3 Eingangsparameter für betriebswirtschaftliche Simulationen Im Projekt Gaswende wird das Modell MuGriFlex verwendet, um das deutsche Fernwärmenetz und den Elektrolyse-Einsatz unter Minimierung der Kosten zu optimieren. Grundlage dafür sind Zeitreihen des zu deckenden Energiebedarfs und der Energienachfrage (Wärmelastverlauf), Zeitreihen der Wetterdaten (Außentemperatur, solare Strahlung) sowie Zeitreihen der Energiekosten (z. B. Spotmarktpreise für Strom) und techno-ökonomischen Anlagenparameter (z. B. Wirkungsgrade, Leistungen, Kapitalund Betriebskosten), die auch in die REMix-Berechnungen Eingang finden (siehe Abschnitt 4.5). Hinzu kommen Daten zum regulatorischen Umfeld, wie Abgaben und Steuern (siehe Abschnitt 5.1.4), Förderungen (siehe Abschnitt 5.2.2) und benötigte Redundanzen. Es wird davon ausgegangen, dass die Wetterdaten und die Spotpreise für jeden Zeitpunkt im Voraus bekannt sind („perfect foresight”). Alle Eingangsparameter, die Ergebnisse der REMix-Optimierungen verwenden, basieren auf dem Szenario ELEC+H2CostLow. 5.1.4 Abbildung der Stromund Gaspreise Der heutige Gasund Strommarkt ist von einem etablierten Regulierungsrahmen geprägt, der auf sicheren Netzbetrieb, diskriminierungsfreien Zugang und wettbewerbliche Preisbildung ausgerichtet ist. Im Gasmarkt gilt weiterhin das europäische Entry-Exit-System mit regulierten Netzentgelten und nationaler Anreizregulierung. Erdgasnetze werden nach festen Investitionsund Effizienzvorgaben betrieben, während fossile Gase durch den nationalen Emissionshandel zunehmend verteuert werden. Biomethan wird über das bestehende Erdgasnetz integriert, Wasserstoff hingegen befindet sich 64 Die deutlichsten Unterschiede zwischen den beiden Optimierungen sind bei der Kapazität und der Wärmeerzeugung der KWK im Szenariojahr 2030 zu sehen: Während die KWK in der gesamtwirtschaftlichen Optimierung rund 15% der Wärmeerzeugungskapazität und -menge abdeckt, sind es in der betriebswirtschaftlichen Optimierung 44 bzw. 85 %. Letztere Zahl ist sehr nah an der aktuellen Situation in der deutschen Fernwärme, wo im Jahr 2023 85 % der Fernwärmeerzeugung mit KWK-Anlagen erzeugt wurde (AGFW e.V. 2025). Bei den Wärmepumpen zeigt sich, dass im Jahr 2030 der Ausbau und Betrieb in der betriebswirtschaftlichen Optimierung deutlich weniger stark erfolgt als in der gesamtwirtschaftlichen. Im Jahr 2050 hingegen ist es andersherum. 5.2.2 Anpassung des Förderrahmens Wie im vorherigen Abschnitt gezeigt, wird der Ausbau und der Einsatz der Wärmepumpen 2030 mit dem aktuellen Förderrahmen nicht ausreichend angereizt. Es wird deshalb im Folgenden eine Variation der BEW-Förderung (Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz 2022) für die Wärmepumpen und eine Variation der KWKG-Förderung (KWKG § 7) durchgeführt. Da die Förderung der WP sowohl eine Investitionskostenförderung von 40 % als auch eine Betriebskostenförderung von bis zu 90 % beinhaltet, werden diese beiden Elemente zusammen in fünf Schritten von 0 % (keine Förderung) bis 100 % (aktuelle Förderung) variiert. Die Stromeinspeise-Förderung der KWK wird von 0 bis 26 ct/kWh variiert. Die Ergebnisse für die verschiedenen Kombinationen der Förderungen wird in der folgenden Abbildung für die drei Untersuchungsjahre gezeigt: Abbildung 39: Ergebnisse für Kapazität und Wärmeerzeugung für die Fernwärme bei einer Variation der Wärmepumpenund KWK-Förderung. Die Szenarien mit der derzeitigen Förderhöhe sind mit einem Stern markiert 65 Die Rasterdiagramme visualisieren die Ergebnisse der verschiedenen Szenarien für die Stützjahre 2030, 2040 und 2050 bei variierenden Einspeiseförderungen durch das KWKG sowie Investitionsund Betriebskostenförderung nach BEW. Jedes Rechteck in den Diagrammen stellt den Anteil an der Kapazität bzw. an der Wärmeerzeugung bei einer gegebenen Wärmepumpenund KWK-Förderung dar der sich unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten für die Fernwärmeversorger als am kostengünstigsten darstellt. Die Situation mit der derzeitigen Förderung für Wärmepumpen und KWK ist jeweils mit einem Stern gekennzeichnet und zeigt die Situation auf, die auch in Abbildung 38 zu sehen ist. Die Diagramme ermöglichen einen Vergleich der gebauten Kapazitäten der verschiedenen Wärmeerzeuger und der angenommenen simulierten Wärmeerzeugung zwischen den Szenarien der Förderungen. Hierdurch lassen sich Muster, Trends und Unterschiede erkennen, die aufzeigen, wie sich eine Investitionsbzw. Vergütungsförderung auf die Wärmeerzeugungskapazität und -leistung auswirkt. Mit zunehmender KWK-Förderung nimmt die gebaute Kapazität an KWK-Anlagen zu Lasten der Wärmepumpe zu. Bei einer geringen KWKG-Förderung wird die Wärmeerzeugung fast ausschließlich durch Wärmepumpen gedeckt. Im Verlauf einer steigenden KWKG-Vergütung verschiebt sich dies zunehmend dahingehend, dass KWK-Anlagen die Mehrheit der Wärmeerzeugung übernehmen. Fast unabhängig von den Förderungen werden die die Elektround Gaskessel fast gar nicht zur Wärmeerzeugung eingesetzt, sondern als Wärmeerzeuger mit niedrigen Investitionskosten lediglich zur Besicherung gebaut. Im Jahr 2040 besteht ohne Förderung ein relatives Gleichgewicht bei der Kapazität zwischen Wärmepumpen, Erdgaskessel, KWK-Anlagen und Wärmepupen, wobei die Erdgaskessel zusätzlich für die Redundanz in Höhe von 20 % der Gesamtkapazität zur Verfügung stehen (siehe Rechteck unten links im Raster „Kapazität 20 0“). Bei Steigerung der BEW-Förderung verändert sich diese Zusammensetzung kaum. Mit steigender KWKG-Förderung steigt die Kapazität durch KWK-Anlagen, während die Kapazität an Wärmepumpen abnimmt. Die Kapazität der Elektrokessel bleibt weitgehend konstant und von der Kapazität der Gaskessel verbleibt lediglich der für die geforderte Redundanz installierte Anteil. 2050 wird die Kapazität ohne KWK-Förderung überwiegend durch Wärmepumpen, Gasund Elektrokessel gedeckt. Ab einer KWKG-Förderung von über 3 ct/kWhel kommen nennenswerte KWKKapazitäten hinzu. Ähnlich verhält es sich bei der Wärmeerzeugung; bis zu einer KWKG-Förderung von 3 ct/kWhel wird nahezu die gesamte Wärmeversorgung durch Wärmepumpen gedeckt. In Abbildung 40 wird gezeigt, welche der zahlreichen Ergebnis-Rechtecke in dem Bereich liegen, der in der gesamtwirtschaftlichen Berechnung als Optimal berechnet wurde. Da hier nur die Wärmepumpe und die KWK als relevante Wärmeerzeuger ermittelt wurden, zeigen die gelb markierten Flächen den Bereich, indem die Wärmeerzeugung aus Wärmepumpen ungefähr mit der „gesamtwirtschaftlich geforderten“ übereinstimmt (vgl. Abbildung 40, bzw. Tabelle 8: 2030: 66 %, 2040: 82 %, 2050: 66%): 66 Abbildung 40: Förderrahmen, der eine gesamtwirtschaftlich optimale Kapazität und Wärmeerzeugung ermöglicht Bei allen Abbildungen ist zu beachten, dass die zu Grunde liegenden Strompreise wegen den in der REMix-Modellierung getroffenen Annahmen in der überwiegenden Zeit des Jahres deutlich niedriger liegen als aktuell, mit dem Ergebnis, dass die Wärmepumpen in der betriebswirtschaftlichen Optimierung im Vergleich zu den anderen Wärmeerzeugern einen niedrigen Arbeitspreis aufweisen und entsprechend stark ausgebaut bzw. zur Wärmeerzeugung eingesetzt werden. Daraus folgt, dass die hier variierte Betriebskostenförderung für die Wärmepumpen der BEW keinen maßgeblichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit und damit die Kapazitäten und Wärmeerzeugung der Wärmepumpen hat. Abbildung 40 zeigt, dass mit den zugrundeliegenden Annahmen der benötigte KWK-Zuschlag je nach BEW-Förderung und Szenario Jahr zwischen 1 und 9 ct/kWhel liegt. Zu sehen ist auch, dass die für einen systemdienlichen Ausbau und Betrieb benötigte Zuschlagshöhe über die Jahre steigt. Bei der Interpretation dieser Zahlen ist jedoch zu bedenken, dass die benötigten Förderhöhen in der Realität nicht nur von den hier gewählten Eingangsgrößen (z.B. Energiepreis-Entwicklungen) abhängen, sondern auch von den Gegebenheiten der Fernwärmenetze, welche in der Praxis sehr heterogen sind. Dies wird im aktuellen KWKG zumindest dahingehend berücksichtigt, dass die Höhe des KWKGZuschlags von der KWK-Anlagenleistung abhängt. eben dem hier vorgenommenen „Ausbalancieren“ der Wärmepumpenund KWK-Förderung gibt es außerdem weitere Gründe die Wärmeversorgung mit Fernwärme insgesamt zu fördern und so den gewünschten (und auch in diesem Projekt in den Szenarien hinterlegten Ausbau der Fernwärme anzureizen (siehe Abschnitt 4.4). Eine Untersuchung zu Auswirkungen von unterschiedlichen Stromund Gaspreisentwicklungen auf die Fernwärmeerzeugung wurde im Paper (Kimmer et al. Stand 2025 unveröffentlicht) im Rahmen dieses Projekts angestellt. 67 5.2.3 Investitionskostenförderung für KWK (Kapazitätsmarkt) Mit zunehmender Volatilität der Stromerzeugung und sinkenden Volllaststunden verlieren KWKAnlagen an betriebswirtschaftlicher Attraktivität. Eine Investitionskostenförderung kann dieses Risiko verringern, indem sie einen Teil der Fixkosten vorab kompensiert und damit eine ähnliche Wirkung entfaltet wie ein Kapazitätsmarkt. Die Lenkungswirkung wurde in einer Simulation überprüft, in der KWK-Anlagen eine 40-prozentige Investitionskostenförderung bekommen. In Abbildung 41 sind die Ergebnisse der betriebswirtschaftlich optimalen Kapazität und der Wärmeerzeugung, ohne und mit KWK-Investitionskostenförderung, zu sehen; jeweils für alle Kombinationen von Wärmepumpenförderung und KWKG-Zuschlag für das Jahr 2050. Gelb markiert sind die Förderkombinationen, die laut der gesamtwirtschaftlichen Analyse mit REMix in der gewünschten Wärmeerzeugung resultieren, dieses Mal gezeigt für die optimierte Wärmeerzeugung aus KWKAnlagen (2050: 16 %). Abbildung 41: Vergleich Anlagenkapazität und Wärmeerzeugung ohne und mit KWK-Investitionsförderung (2050) Die Ergebnisse für das Jahr 2050 zeigen deutlich, dass in sämtlichen betrachteten Szenarien eine Investitionskostenförderung zu höheren KWK-Kapazitäten und Wärmemengen führt (vgl. Abbildung 41). Bei gleicher Einspeisevergütung wird mit Investitionskostenförderung mehr KWK-Leistung errichtet und mehr Wärme aus KWK-Anlagen erzeugt. Die Unterschiede des benötigten KWKGZuschlags, um die gesamtwirtschaftlich gewünschte Wärmemenge mit KWK-Anlagen zu erzeugen variieren dabei je nach Wärmepumpen-Förderung. Bei einer geringen Wärmepumpenförderung (25 % oder 0 % der gegenwärtigen BEW-Förderung für Wärmepumpen) zeigt sich mit den hier getroffenen Annahmen aus der REMix-Modellierung, dass die KWK sogar gänzlich ohne KWKG-Zuschlag mehr Wärme erzeugen würde als gesamtwirtschaftlich erwünscht. Mit der derzeitigen BEW-Förderung würde die KWKInvestitionskostenförderung bewirken, dass der benötigte KWKG-Zuschlag von rund 5 ct/kWhel auf ca. 1,5 ct/kWhel, also um rund 3,5 ct/kWhel reduziert werden könnte, um die gewünschten Wärmemengen aus KWK-Anlagen anzureizen. 68 Die folgende Tabelle zeigt die Höhe der Kosten, die für eine Investitionskostenförderung pro kWel installierter Leistung anfallen würden, im Vergleich zu den Einsparungen durch einen um rund 3,5 ct/kWhel reduzierten KWKG-Zuschlag. Tabelle 10: Vergleich benötigter Fördersummen für systemdienlichen KWK-Einsatz InvestitionskostenFörderung Reduzierung des benötigten KWK-Zuschlags Investitionskosten KWK-Anlage in € kWel .000 € Volllaststunden 1.758 h Förderquote 40 % Geförderte kWhel pro kWel 1.758 kWhel Förderung pro kWel (=Barwert) 400 € Eingesparte Förderung 3,5 ct/kWhel Eingesparte Fördersumme pro Jahr , 3 €/a Zinssatz 5 %1 Lebensdauer 25 a Barwert der Förderungen über Laufzeit 911 €/kWel Differenz, Barwerte der Förderung: 511 €/kWel Anmerkungen: 1 Es wird hier angenommen, dass der KWKG-Zuschlag als Umlage über die nächsten 25 Jahre von den Stromverbrauchern bezahlt werden muss, der Barwert wurde deshalb mit einem volkswirtschaftlichen Zins von 5 % kalkuliert. Der Vergleich der Fördermechanismen zeigt, dass die Investitionskostenförderung deutlich kosteneffizienter ausfällt, um denselben KWK-Anlagenbetrieb anzureizen: Mit den hier getroffenen Annahmen sind die Gesamtförderkosten für eine Investitionskostenförderung mit 511 €/kWel deutlich geringer als die dadurch reduzierbare abdiskontierte Gesamtsumme der Zahlungen für den KWKGZuschlag (709 €/kWel). Neben dem Effekt, dass durch beide Fördermechanismen der gewünschte Anlageneinsatz angereizt werden kann, muss allerdings auch beachtet werden, dass geringere Gesamtfördersummen die Erlöse der Wärmeversorgungs-Unternehmen verringern würden, was die Fernwärmepreise beeinflussen und den Ausbau der Fernwärme, der ebenfalls ein gesamtwirtschaftlich wichtiges Ziel darstellt, negativ beeinflussen würde. 5.2.4 Szenario mit erhöhtem Gaspreis Die zukünftige Gaspreisentwicklung ist eine der größten Unsicherheiten für die Transformation des Wärmeund Stromsektors. Seit den geopolitischen Ereignissen ab 2022 sind europäische Gaspreise durch hohe Volatilität geprägt. Mittelfristig bleibt unklar, ob sich Preise auf Vorkrisenniveau stabilisieren oder strukturell höher bleiben – etwa durch globale LNG-Nachfrage, den EU-ETS oder notwendige Investitionen in Infrastrukturen. Die Transformation zu klimaneutralen Gasen wie Biomethan und Wasserstoff bringt weitere erhebliche Preisunsicherheiten mit sich. Um diese Unsicherheiten abzubilden, wurde ein Szenario gerechnet in dem der Gaspreis um 4 ct/kWh 69 gegenüber dem Standardszenario erhöht wurde, während der Strompreis und alle anderen Eingangsparameter in dieser Betrachtung unverändert blieben. Die resultierenden betriebswirtschaftlich angereizten Kapazitäten und Wärmeerzeugungen werden in der folgenden Abbildung beispielhaft für das Jahr 2050 vergleichend mit den Ergebnissen der Berechnungen mit Referenz-Annahmen zum Gaspreis gezeigt: Abbildung 42: Ergebnisse für Kapazität und Wärmeerzeugung in der Fernwärme bei Variation der Wärmepumpenund KWK-Förderung: Vergleich mit unterschiedlichen Gaspreisen. Referenz (oben) und mit um 4 ct/kWh erhöhtem Gaspreis (unten) Zu sehen ist, dass der erhöhte Gaspreis dazu führt, dass die KWK in allen Szenarien zu Lasten der Wärmepumpen sowohl weniger stark ausgebaut wird als auch weniger zur Gesamtwärmeerzeugung beiträgt. Zur Kompensation der höheren Gaspreise wird also in allen betrachteten Szenarien ein deutlich höherer KWKG-Zuschlag benötigt, um mit dem Gaspreis des Referenz-Szenarios vergleichbare Kapazitäten und Wärmeerzeugungsmengen durch KWK anzureizen. Die zusätzlich erforderliche KWKFörderung beträgt in diesem Beispiel im Mittel rund 7 ct/kWhel. Das Szenario verdeutlicht drei zentrale Punkte: • Preisrisiko: Schon moderate Gaspreissteigerungen verändern den Wärmeerzeugungsmix substanziell. Der Förderrahmen muss daher robuste Strategien gegenüber volatilen Brennstoffpreisen berücksichtigen. • Regulatorischer Bedarf: Ein dauerhaft höheres Gaspreisniveau könnte den Markthochlauf von Wärmepumpen beschleunigen, zugleich aber zusätzliche Fördermechanismen für KWK erfordern, um deren Beitrag zur Versorgungssicherheit zu sichern. • Technologiepfade: Die Ergebnisse unterstreichen, dass Förderinstrumente künftig flexibel auf Marktbedingungen reagieren müssen, damit weiterhin in gesamtwirtschaftlich wünschenswerte Technologien investiert wird und diese systemdienlich betrieben werden. 70 5.2.5 Anpassung regulatorischer Rahmen: Regionale Energiepreise Aus der gesamtwirtschaftlichen Optimierung durch REMix ergeben sich für die einzelnen Regionen unterschiedliche Ziele für den Fernwärmeerzeugungsund -kapazitätsmix. Diese beruhen auf Unterschieden in den zeitlichen Profilen, den Kostenstrukturen der Energieerzeugung und -nachfrage und -speicherung sowie dem limitierten Energieaustausch mit Nachbarregionen. Die folgende Tabelle zeigt die in REMix optimierten Wärmemengen aus den einzelnen Wärmeerzeugern für die Regionen Bayern und Schleswig-Holstein: Tabelle 11: In REMix optimierte Wärmemenge in der Fernwärme in den Regionen Bayern (links) und Schleswig-Holstein (rechts) Wär m Wärmemenge Bayern Wärmemenge Schleswig-Holstein 2030 2040 2050 2030 2040 2050 Wärmeerzeuger Gaskessel 6 % 5 % 7 % 7 % 8 % 21 % KWK 19 % 7 % 29 % 1 % 0 % 2 % Elektrokessel (PtH) 5 % 4 % 5 % 36 % 17 % 12 % Wärmepumpe 70 % 85 % 59 % 56 % 75 % 65 % Summe 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Die Unterschiede zwischen den hier dargestellten Regionen sind deutlich: so ist der Anteil der Wärmepumpen in Schleswig-Holstein mit 65 % deutlich größer als in Bayern mit 59 %. Während die KWK-Anlagen in Schleswig-Holstein mit 2 % der Wärmemenge praktisch keine Rolle spielen, tragen sie in Bayern mit 29 % erheblich zur Wärmeversorgung in der Fernwärme bei (im Bundesdeutschen Mittel, 2050: 16 %, vergl. Tabelle 7). Eine die derzeitige Realität widerspiegelnde deutschlandweite Energiepreiszone, wie sie in den Szenarien zu Grunde gelegt wird, führt zu einer Angleichung des sektorgekoppelten Fernwärmeerzeugungsmixes zwischen den Regionen. Die Unterschiede, die sich bei der Betrachtung von unterschiedlichen Preiszonen für Nordund Süddeutschland ergeben würden, sind in Abbildung 43 zu sehen. Deutlich zu sehen ist, dass die Strompreise bei unterschiedlichen Preiszonen zu unterschiedlichen Anreizen für Ausbau und Betrieb der Wärmeerzeuger führen. In beiden Bundesländern dominiert die Wärmeerzeugung aus Wärmepumpen und wird erst bei hohen KWKG-Zuschlägen von der Wärmeerzeugung aus KWK abgelöst. Dies geschieht in Bayern, wegen der dort in dieser Betrachtung höheren Strompreise schon ab einem KWKG-Zuschlag ab 9 ct/kWhel und in Schleswig-Holstein ab einem KWKG-Zuschlag von 11 ct/kWhel. Weil es in Schleswig-Holstein aus gesamtwirtschaftlicher Sicht so gut wie keinen Bedarf an KWKWärme besteht, wäre dieser hohe Zuschlag in Schleswig-Holstein nicht erforderlich, um einen systemdienlichen Betrieb sicherzustellen. In Bayern dagegen, wo ein hoher Bedarf an Wärme aus KWKAnlagen besteht, erscheint eine Förderung mit einem hohen KWKG-Zuschlag aus gesamtwirtschaftlicher Sicht sinnvoll. 71 Abbildung 43: Regionale Energiepreise Bayern 2050 (oben) und Schleswig-Holstein 2050 (unten) Die Einführung regionaler Energiepreise reizt demnach ein regional differenzierteres Verhalten an, ist jedoch allein nicht ausreichend, um die mit den REMix-Rechnungen als gesamtwirtschaftlich optimierten Anlageneinsätze zu erreichen. Es bedarf folglich eine weitere regional differenzierte Förderung, um einen gesamtwirtschaftlich optimalen Ausbau und Betrieb der verschiedenen Wärmeerzeuger anzureizen. 5.3 Sektorenkopplung durch Abwärmenutzung von Elektrolyseuren In diesem Abschnitt werden die Vorteile und Voraussetzungen der Kopplung der Sektoren Strom, Gas und Fernwärme mit Elektrolyseuren in einem marktwirtschaftlichen Umfeld betrachtet. Elektrolyseure ermöglichen es, die volatile Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Zeiten hoher Erzeugung zu nutzen und den Bedarf an erneuerbarem Gas zu decken. Der gewonnene Wasserstoff oder das daraus produzierte Methan kann saisonal gespeichert werden und als Ausgleich zwischen der erneuerbaren Energieerzeugung und dem Energiebedarf dienen. Außerdem ermöglicht die Konversionskette Elektrolyseure -Gasnetz-KWK einen Stromtransport zwischen Regionen über das bestehende Gasnetz. Die entstehende Abwärme der Elektrolyseure kann mit Hilfe von Wärmepumpen in Fernwärmesystemen genutzt werden. Im Folgenden soll sich mit betriebswirtschaftlichen Untersuchungen dem Thema von verschiedenen Blickwinkeln genähert werden. Dabei wird die Frage verfolgt, ob die gegenwärtigen regulatorischen Rahmenbedingungen einen wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren ermöglichen und welche Anpassungen ggf. notwendig wären, um den gesamtwirtschaftlich gewünschten Ausbau und Betrieb zu forcieren. Eine Frage dabei ist, inwieweit die Abwärmenutzung von Elektrolyseuren in Fernwärmesystemen, die Rentabilität des Elektrolyseurbetriebes steigern kann und welche Effizienzvorteile dadurch entstehen. Außerdem wird der Stromübertragungsweg mithilfe der Konversionskette Elektrolyseure -Gasnetz-KWK mit einem Stromnetzausbau unter den Gesichtspunkten Kosten, Effizienz, Speicherbarkeit und Ausbaugeschwindigkeit miteinander verglichen. 72 5.3.1 Elektrolyseur-Einsatz in REMix Die Zeitreihen der H2-Produktion aus REMix zeigen für alle Regionen in Deutschland und für alle Szenarien, dass die Produktion in den Wintermonaten geringer ist als in den Sommermonaten, ausgenommen in der zweiten Dezemberhälfte und der ersten Januarhälfte. Die über alle Regionen Deutschlands kumulierte Erzeugung ist in Abbildung 44 zu sehen. Die Region mit der höchsten H2Produktion ist Niedersachsen-Bremen (NDSB), darauf folgt Schleswig-Holstein (SH). In allen betrachteten Regionen steigt der Wärmebedarf für die Fernwärme von 2030 bis 2050 an. Die mit REMix optimierte H2-Produktion ist allerdings im Jahr 2030 noch kaum vorhanden und in 2040 maximal, zu diesem Zeitpunkt liegt die gesamtdeutsche H2-Produktion bei 26,8 TWh/a. Abbildung 44: Verlauf der Wasserstoffproduktion in Deutschland im Jahr 2050 In Abbildung 45 sind die aus der gesamtwirtschaftlichen Analyse optimalen Volllaststunden der Elektrolyseure in ganz Deutschland (DE), sowie SH und NDSB gezeigt. Es fällt auf, dass 2030 in den Regionen, die in den kommenden Jahren die größte H2-Produktion haben, noch keine Anlagen stehen. Außerdem ist zu sehen, dass die Volllaststunden von 2040 zu leicht 2050 abnehmen. 73 Abbildung 45: Volllaststunden der Elektrolyseure in Gesamtdeutschland, sowie den beiden Regionen mit der größten Wasserstoffproduktion. 5.3.2 Abwärmenutzung Zur Berechnung der nutzbaren Abwärme von Elektrolyseuren in Gesamtdeutschland (DE), sowie in den beiden Regionen mit der höchsten H2-Produktion wurde die Umwandlungseffizienz Strom zu Wasserstoff der Elektrolyseure als Basis verwendet und angenommen, dass von den verbleibenden Verlusten zwei Drittel als Wärme nutzbar gemacht werden können. Dabei wird angenommen, dass die Abwärme der Elektrolyse mit einer Wärmepumpe auf ein nutzbares Temperaturniveau angehoben wird und dabei zusätzliche Wärme erzeugt, wird. 9 Diese Abwärme würde, wenn sie vollständig genutzt werden könnte in der deutschlandweiten Betrachtung nur maximal 2,45 % des Wärmebedarfs für Fernwärme abdecken (2040). In SchleswigHolstein ist der Wärmebedarf jedoch gering und die H2-Produktion relativ hoch, dort würde die Abwärme, falls vollständig genutzt, in 2040 rund 29 % des Wärmebedarf in der Fernwärme abdecken können. Dieses Verhältnis sinkt jedoch bis 2050 wieder auf rund 17 %. In der Region Niedersachsen/Bremen besteht eine rechnerische Deckung von rund 17 % in 2040 und rund 10 % in 2050. Neben der mit REMix ermittelten sinkenden H2-Produktion von 2040 auf 2050, verursacht auch die für diesen Zeitraum angenommene Effizienzsteigerung der Elektrolyseure eine sinkende Menge an nutzbarer Abwärme. 9 Die zugrundeliegenden Temperaturen führen zu einer Jahresarbeitszahl von 3,3 was bedeutet, dass mit dem dafür erforderlichen Stromeinsatz zusätzlich rund 43% Wärme nutzbar wird - 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 DE SH NDSB DE SH NDSB DE SH NDSB 2030 2040 2050 Volllaststunen in h 80 Tabelle 12: Ergebnisse der Berechnungen Übertragungsketten mit Speichern Wär m Jahr Technologie Größe Batteriespeicher Nord (GWh/GW) Größe Batteriespeicher Süd (GWh/GW) Verringerung Leistungskapazität (%) Gesamtkosten· (€/(kW·a)) Kostenersparnis durch Speicher· (€/(kW·a)) H2 high / H2 Low 2025 AC 0,02 0,02 2 52 0,23 HGÜ 0,02 0,02 2 61 0,12 2050 AC 0,10 0,09 2 51 1,1 HGÜ 9,77 9,27 7 59 1,4 H2 High 2025 CH4 1,69 0,39 10,3 888 56 H2 1,03 0,39 10,3 606 39 2050 CH4 2,55 0,71 13,5 307 22 H2 1,55 0,71 13,5 245 20 H2 Low 2025 CH4 1,61 0,39 14,7 761 45 H2 1,0 0,39 13 526 30 2050 CH4 2,5 0,71 15,3 298 45 H2 1,52 0,71 15,5 241 20 Die Berechnungen zeigen, dass die Batteriespeicher im Norden größer ausgebaut werden müssten als die im Süden. Das ergibt sich daraus, dass der Stromüberschuss im Norden größer ist als im Süden. Abbildung 51: Transportkosten in der Strom-Übertragungskette für die Übertragung über das Stromnetz, als Wasserstoff und als Methan mit Speicher. Die Kosten sind aufgeteilt in die Kostenbestandteile, aus denen sie zusammengesetzt sind und es wird zwischen den Kosten im Jahr 2025 und denen die für 2050 prognostiziert werden unterschieden. 81 Die Kosten sinken im Vergleich zu denen ohne Speicher um 0,12 bis 38,59 €/(kW·a). Am geringsten ist die Preisdifferenz bei der Übertragung über das HGÜ im Jahr 2025 und am höchsten bei der Übertragung als Wasserstoff im H2High-Szenario ebenfalls im aktuellen Zeitraum. Wie schon aus Tabelle 12 ersichtlich, ist der Einfluss in Relation zu den Gesamtkosten jedoch sehr gering. 5.3.7 Saisonale Stromspeicherung Dieser Abschnitt analysiert Kosten und Effizienz der saisonalen Speicherung von lokal erzeugtem Gas aus überschüssigem Strom in Methanund Wasserstoffkavernen. Es wird angenommen, dass es einen Ladezyklus pro Jahr gibt und die Umwandlungsanlagen 2000 h/a in Betrieb sind. Die MethanKavernenspeicher werden als vorhanden angenommen und für die Speicherung von Wasserstoff werden Methan-Kavernenspeicher umgewidmet. Die Kosten, die für die Speicherung der beiden Gase, sowohl im H2CostHighals auch im H2CostLow-Szenario, in Kavernenspeichern anfallen, sind in Abbildung 52 in ihre Kostenbestandteile geteilt dargestellt. Die Speicherung von Wasserstoff stellt sich als günstiger dar als die Speicherung von Methan, obwohl Kosten für die Umwidmung des Kavernenspeichers entstehen. Außerdem zeigt sich eine deutliche Kostendegression von 2025 zu 2050. Abbildung 52: Kostenaufstellung für die saisonale Speicherung überschüssigen Stroms in Form von Methan bzw. Wasserstoff in Kavernenspeichern In Tabelle 13 werden zu den Gesamtkosten die Effizienzen ergänzt. Diese beinhalten die Umwandlung des Stroms zum entsprechenden Gas, den Speicher und die Rückumwandlung in Strom. Es gibt große Energieverluste bei den Umwandlungsschritten, wobei die Speicherung in Form von Wasserstoff mit einer Gesamteffizienz von 34,4-45,4 % effizienter ist als in Form von Methan mit 28,4-35,2 %. 82 Tabelle 13: Ergebnisse Kosten und Effizienzen von Kavernenspeicherung H2CostHigh H2CostLow Jahr 2025 2050 2025 2050 Technologie CH4 H2 CH4 H2 CH4 H2 CH4 H2 Gesamteffizienz in % 28,4 36,6 34,4 44,4 29,8 37,8 35,2 45,4 Gesamtkosten in €/kWh 0,47 0,35 0,16 0,15 0,41 0,29 0,16 0,15 Im Vergleich zur Kavernenspeicherung ist die Speicherung durch den Neubau von Batterien um ein Vielfaches teurer. Mit den hier angenommenen Investitionskosten für Batterien in Höhe von 199 €/kWh für das Jahr 202 , dem genannten Zinssatz von % und veranschlagten Lebensdauern von 22,5 Jahren, ergeben sich Annuitäten von 20,35 €/kWh nur für die Speicherung. Auch für das Jahr 2025 würde dieser Wert noch 7,38 €/kWh betragen. 5.4 Fazit und Handlungsempfehlungen Marktund Regulierungsrahmen Die REMix-Ergebnisse weisen sehr niedrige modellierte Strompreise aus, während Abgaben und Umlagen im Vergleich dazu hoch und nicht variabel sind. Eine signifikante Lenkungswirkung auf die Energiewandler tritt demnach nur dann ein, wenn die Abgaben gezielt angepasst bzw. „manipuliert“ werden, um gewünschte Investitionssignale zu setzen. Gleichzeitig bleibt das zukünftige Strommarktdesign – einschließlich Preisbildungsmechaniken und Kapazitätsentgelten – mit substanziellen Unsicherheiten behaftet. Besonders groß sind die Unsicherheiten bei den langfristigen Gaspreisen. Preissteigerungen verändern gemäß den MuGriFlex-Simulationen den Wärmeerzeugungsmix deutlich. Damit gewinnen robuste, preiselastische Förderstrategien an Bedeutung, die auch unter veränderten Brennstoffpreisniveaus wirksam bleiben. Sektorenkopplung in der Fernwärme (Wärmepumpen und Kraft-Wärme-Kopplung) Im Kontext eines politisch intendierten Fernwärmeausbaus kann eine FW-Förderung erforderlich sein, um die Wettbewerbsfähigkeit gegenüber individueller Gebäudeheizung zu sichern. Für die frühen Jahre des Markthochlaufs ist eine gezielte Förderung von Wärmepumpen erforderlich um die mit REMix ermittelten, gesamtwirtschaftlich optimalen Wärmeerzeugungsmix anzureizen. In der betriebswirtschaftlichen Optimierung mit MuGriFlex erweist sich der Trend zu Großwärmepumpen in der Fernwärme über alle Szenarien hinweg als robust und wird nur in Konstellationen mit sehr hoher KWK-Förderung (über einen KWKG-Zuschlag auf den erzeugten Strom) substanziell relativiert. Daraus folgt, dass die Wärmepumpenförderung vor allem in den Anfangsjahren nötig erscheint, um den gesamtwirtschaftlich gewünschten Ausbau bis etwa 2030 deutlich zu beschleunigen. Ist dieser Hochlauf erreicht, besteht bei den zugrundeliegenden Annahmen zur Strompreisentwicklung bis 2050 kein Bedarf an einer hohen Wärmepumpenförderung, sofern Marktund Netzintegration planmäßig verlaufen. Parallel kann eine fortgesetzte KWKG-Förderung sinnvoll sein, um die für Versorgungssicherheit und Systemdienstleistungen benötigten KWK-Kapazitäten zu erhalten und auszubauen. 83 Die Modellierung mit MuGriFlex zeigt, dass KWK-Anlagen in einem zunehmend erneuerbaren Stromsystem nicht in der Lage sind, die aus der REMix-Modellierung für gesamtwirtschaftlich als Optimum ermittelten Anteile an der Wärmeerzeugung zu übernehmen, wenn sie primär über Stromerlöse refinanziert werden müssen. Eine Investitionskostenförderung für KWK reduziert die erforderlichen KWKG-Zuschläge, die nötig sind, um den optimalen Beitrag zur Wärmeerzeugung zu übernehmen und senkt das benötigte Gesamtfördervolumen leicht. Eine Kombination aus moderater Investitionsförderung und entsprechend reduzierter Einspeisevergütung kann sowohl wirtschaftliche Stabilität als auch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch KWK sicherstellen. Regionale Energiepreise unterstützen zwar eine differenzierte Standortund Einsatzplanung der Anlagen, reichen allein jedoch nicht aus, um die gewünschte Strukturentwicklung zu tragen; ergänzende regulatorische Instrumente bleiben notwendig. Regulatorischer Bedarf und Technologiepfade Die Ergebnisse der Berechnungen mit dem Energiesystemmodel MuGriFlex unterstreichen die Notwendigkeit von flexiblen Förderinstrumente, die adaptiv auf Marktbedingungen reagieren. Ein dauerhaft höheres Gaspreisniveau könnte den Markthochlauf von Wärmepumpen beschleunigen, zugleich aber zusätzliche Fördermechanismen für KWK erfordern, um deren Beitrag zur Versorgungssicherheit – insbesondere in Zeiten von Spitzenlast und Dunkelflauten – zu sichern. Die Fördermechanismen sollten daher so flexibel ausgestaltet werden, dass die gesamtwirtschaftlich wünschenswerten Optionen (Wärmepumpen, effiziente KWK, Power-to-Heat in Netzen), unter variablen Preisund Politikumfeldern in einem betriebswirtschaftlichen Umfeld gebaut und systemdienlich betrieben werden können. Dies umfasst klare Signale für C ₂-Kosten, transparente Netzentgeltsysteme und gezielte Investitionszuschüsse. Elektrolyseure und Speicherinfrastruktur Die Ergebnisse der gesamtwirtschaftlichen Modellierung zeigen, dass im optimierten Gesamtsystem große Elektrolyseleistungen in Deutschland erforderlich sind. Die Analyse unter betriebswirtschaftlichen Aspekten zeigt hingegen, dass der Bau und Betrieb von Elektrolyse-Anlagen weit von einer Wirtschaftlichkeit entfernt ist. Um die gesamtwirtschaftlichen Zielsetzungen – etwa saisonale Speicherkapazität, Substitution von Brennstoffimporten oder sektorübergreifende Flexibilität – anzureizen, können deshalb hohe Förderungen begründet werden. Die Potenziale zur Abwärmenutzung von Elektrolyseuren sind in Niedersachsen/Bremen sowie Schleswig-Holstein besonders ausgeprägt. Allerdings überwiegt in der gesamtwirtschaftlichen Analyse der Betrieb in den Sommermonaten, sodass im Winter sekundäre Wärmequellen (z. B. Wärmequelle Luft für die Großwärmepumpen, Power-to-Heat, Backup-KWK) notwendig bleiben. Die Analyse der verschiedenen Energieübertragungsketten zeigt erhebliche Effizienzunterschiede: Die Kette Elektrolyseure-Gasnetz–KWK verursacht deutlich höhere Systemkosten als die Übertragung über neue Stromleitungen. Die Umwandlungsverluste liegen bei Wasserstoff bei 53– 2 % und bei Methan bei 71–7 %. Diese hohen Verluste bedingen größere Elektrolyseurkapazitäten und treiben die Gesamtkosten. Bei der saisonalen Speicherung in bestehenden Gaskavernen ist die Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff insgesamt günstiger als die von Methan, auch wenn eine Umwidmung der Kavernen für Wasserstoff erforderlich ist. Daraus ergibt sich im REMix-Szenariorahmen ein relativer Vorteil für H₂-basierte Speicherpfade gegenüber synthetischem Methan. 84 Handlungsempfehlungen Unter den in den REMix-Modellierungen getroffenen Annahmen empfiehlt sich ein Förderund Regulierungsrahmen, der • anfängliche, zielgenaue Unterstützung für Wärmepumpen und Fernwärme bereitstellt • KWK mit moderaten Investitionszuschüssen und angepassten Einspeisevergütungen systemdienlich erhält und ausbaut • Preisund Kapazitätsmechanismen robust gegenüber Gaspreisvolatilität ausgestaltet und • Elektrolyseure vor allem dort einsetzt, wo die Vorteile saisonaler Speicher und regionaler Systemnutzen die hohen Umwandlungsverluste kompensieren. Ein regionalisierter Strommarkt ist sinnvoll, genügt allein aber nicht; er muss von klaren, adaptiven Marktund Förderregeln begleitet werden. Wichtig zu beachten ist, dass alle Schlussfolgerungen nur für die hier gezeigten Ergebnisse der REMix-Modellierung und die gewählten Szenario-Annahmen gezogen werden können. Für andere Annahmen, z.B. hinsichtlich der Energiepreisentwicklung müssten separate Untersuchungen für die betriebswirtschaftliche Sichtweise getätigt werden. 85 6. Schlussfolgerungen Die Modellierungsarbeiten im Forschungsprojekt Fahrplan Gaswende sollten einerseits die optimale Transformation der Gasinfrastrukturen im europäischen Energiesystem von Erdgas zu Wasserstoff untersuchen, und andererseits den für den Bau und Betrieb von flexiblen Wärmenetzen, Elektrolyseuren und Methanisierungsanlagen benötigten regulatorischen Rahmen charakterisieren. Beides erfolgt auf der Grundlage einer umfassenden Recherche und Analyse von Daten zu Bestandsanlagen, techno-ökonomischen Parametern und Entwicklungsprognosen. Die Ergebnisse der gesamtwirtschaftlichen Optimierung des zukünftigen sektorengekoppelten europäischen Energiesystems mit dem REMix-Modell unterstreichen, dass die Nutzung erneuerbarer Energiequellen und die Erschließung von Flexibilitätspotenzialen zentral für die Erreichung der Klimaschutzziele ist. Dies gilt unabhängig vom Ausgang der Abwägungen zwischen direkter Elektrifizierung, der Nutzung von Wasserstoff oder der Nutzung synthetischer Kohlenwasserstoffe. Hinsichtlich der Wasserstoffinfrastrukturen ist diese Entscheidung allerdings von großer Wichtigkeit, um in Umfang und Ausgestaltung das richtige Maß des Ausbaus von Netzen und Speichern zu wählen. Hier bedarf es einer klaren und nachhaltigen Strategie zur Ermöglichung des Wasserstoffhochlaufes in den Sektoren, in denen eine direkte Elektrifizierung nicht möglich ist, wie auch für die langfristige Sicherstellung der Stromversorgung in Dunkelflaute-Perioden. Die Ergebnisse legen nahe, dass die Wasserstoffnachfrage Deutschlands überwiegend durch Importe gedeckt werden sollte, insbesondere aus anderen Ländern Europas. Dies wird ergänzt durch einen gewissen Anteil an heimischer Erzeugung mit Elektrolyseuren in den nördlichen Bundesländern. Allerdings zeigt die Analyse aus der betriebswirtschaftlichen Sicht mit MuGriFlex, dass der Bau und Betrieb von Elektrolyse-Anlagen in Deutschland weit von einer Wirtschaftlichkeit entfernt ist. Zur Realisierung sind somit hohe Förderungen nötig, was sich aber aufgrund der Positiveffekte eines flexiblen Elektrolysebetriebs für das Gesamtsystem sowie der Reduktion von Brennstoffimporten dennoch als sinnvoll erweisen kann. Aufgrund seiner vorhandenen Kavernenstandorte kann Deutschland gemäß der gesamtwirtschaftlichen Optimierung eine wichtige Rolle in der Speicherung von Wasserstoff zufallen. Durch den angenommenen Anstieg in Emissionszertifikatskosten wird die Wärmebereitstellung in Wärmenetzen in der gesamtwirtschaftlichen Optimierung zeitnah in hohem Maße elektrifiziert. Auch in der betriebswirtschaftlichen Optimierung mit MuGriFlex erweist sich der Trend zu Großwärmepumpen in der Fernwärme als robust. Dennoch bedarf es in den Anfangsjahren einer Förderung, um den nötigen Hochlauf anzureizen. Während es aus gesamtwirtschaftlicher Sicht auch im Jahr 2050 noch KWK-Anlagen in Wärmenetzen geben sollte, um in Zeiten hoher Residuallasten die Stromund Wärmeversorgung effizient sicherzustellen, zeigt die betriebswirtschaftliche Optimierung, dass der heutige Förderrahmen nicht ausreicht, um die dafür nötigen Investitionen wie auch den Betrieb zu realisieren. Folglich kann eine fortgesetzte KWKG-Förderung sinnvoll sein, um die für Versorgungssicherheit und Systemdienstleistungen benötigten KWK-Kapazitäten zu erhalten. Technologieübergreifend sollte die Regulatorik klare Signale für C ₂-Kosten, transparente Netzentgeltsysteme und gezielte Investitionszuschüsse für Technologien zur Wärmebereitstellung, aber auch zur Stromleistungsvorhaltung bereitstellen. Auch wenn die den Modellierungsarbeiten zugrundeliegenden Annahmen und Szenarien unabhängig von aktuellen Entwicklungen gewählt wurden, können die erarbeiteten Ergebnisse und Wirkzusammenhänge einen Beitrag dazu leisten, Herausforderungen und Unsicherheiten besser zu verstehen, und dadurch in politische und regulatorische Entscheidungen einfließen. 86 Literaturverzeichnis AGFW e.V. (202 ): AGFW Hauptbericht 202 . nline verfügbar unter https://www.agfw.de/zahlen und statistiken/agfw hauptbericht. 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Über Dropdown Menüs in den Spalten: scenario, region, region_to, year, type, input, output, technology_base, specification1, specification2 und parameter kann jeder Parameter exakt definiert werden. Darüber hinaus stellen die Spalten unit, price year (source), value, source und comment Informationen zur Skalierung und Herkunft der Daten bereit (Parametrierung). Die skalaren Daten werden in zwei unterschiedlichen Tabellen erfasst: eine Tabelle, deren Inhalt manuell zusammengetragen und eine zweite, deren Inhalt automatisiert aus den Datenkatalogen der Danish Energy Agency (https://ens.dk/en/analyses-and-statistics/technology-catalogues) (DEA) befüllt wurde. Da die DEA-Daten bereits in maschinenlesbarer Form vorliegen und einen wesentlichen Bestandteil des Fahrplan-Gaswende-Datensatzes ausmachen, konnte durch die automatisierte Übernahme die Fehleranfälligkeit manueller Datenerfassung deutlich reduziert werden. Im Rahmen der Übertragung wurden zudem bereits mehrere Transformationsschritte durchgeführt, um die Originaldaten an die im REMix-Modell verwendete Parameterstruktur anzupassen. Alle Wirkungsgrade und Energieinhalte wurden auf den oberen Heizwert (Brennwert) umgerechnet und alle Kosten auf das Preisjahr 2020 asbzw. diskontiert.