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Commit to Connect 2050

– Abschnitt 2

– Abschnitt 2 Kurzfassung – Commit to Connect 2050 Zielbild Energieinfrastrukturen für Ostdeutschland in Ostdeutschland in Zukunft nicht mehr dem klassischen „Downstream-Muster“ von Importpunkten zu Endverbrauchern folgen, sondern ihren Ursprung ebenfalls in den Regionen Ostdeutschlands haben. Im Zielbild 2050 werden in fast allen regionalen Clustern in hohem Umfang Energiegase erzeugt. Einerseits Biomethan aus verschiedenen Biomassen, andererseits Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser mit erneuerbarem Strom. Das Biomethan wird in weiterer Folge auch zu wesentlichen Teilen regional verbraucht (z.B. für CNG-PKWs). Zum Ausgleich regionaler Überschüsse und Defizite erfolgen Methan-Transporte zwischen Regionen in Ostdeutschland von in Summe 37% des gesamten erzeugten Methans. 16 Diese Transporte erfolgen insbesondere auch von und zu den großen Speicherstandorten in Sachsen-Anhalt, Thüringen und Brandenburg. Wasserstoff-Transportbedarfe ergeben sich einerseits aus einem deutlichen Überschuss der Wasserstoff-Produktion im Norden (mit dem im Ergebnis erneuerbarer Strom in gewandelter Form ökonomisch optimal in Richtung der geographischen Mitte bzw. des Südens Ostdeutschlands transportiert wird) und zusätzlich aus einer Bewegung von und zu Speicherstandorten im Jahresverlauf. Diese Speicherstandorte (Kavernen) sind in 6 von 19 regionalen Clustern geologisch verfügbar und werden im optimalen Energiesystem 2050 auch alle genutzt. Im Ergebnis fließen fast 50% des in Ostdeutschland erzeugten Wasserstoffs durch überregionale Transportleitungen zwischen den modellierten regionalen Clustern innerhalb Ostdeutschlands. Wasserstoff ist damit relativ (aber auch auf Ebene der absoluten Mengen 17 ) das bedeutendste Energietransport-Medium in Ostdeutschland im Jahr 2050. Auch im Bereich der Gasnetze kann ein Vergleich zum heutigen System nur indikativ erfolgen, zeigt aber ebenfalls interessante Tendenzen. Die modellierten volkswirtschaftlichen Kosten des Gasnetzes in Ostdeutschland steigen um rund 75% auf rund 1,4 Mrd. EUR p.a. an. Auch für Gasnetze ist dies vor allem auf den massiven Anstieg des Bedarfs nach Anschlussleitungen zurückzuführen, insbesondere für die Anbindung von regional verteilten Biogas-Anlagen (+1500%) an die der regionalen Aufschließung dienenden Netze. Die Gas-Endverbrauchsspitzenlast bleibt hingegen gleich bei rund 33 GW. Hier kompensiert der zusätzliche Bedarf für CNG-PKW die Bedarfsreduktion im Bereich der Wärme. Die Struktur der Gas-Endverbrauchsspitzenlast ändert sich allerdings deutlich. Der Anteil von Methan an der Deckung von Spitzenlasten im Gasendverbrauch fällt von 100% auf 55%. Mit 45% nimmt Wasserstoff diesbezüglich eine wesentliche neue Rolle ein. Die Spitzenleistung mit der aus überregionalen Netzen Gas für regionale Cluster bereitgestellt wird sinkt um rund 40% auf rund 23 GW (zwei Drittel davon in Form von Wasserstoff). Der volumetrische Netzbedarf („Rohrdurchmesser“) sinkt dabei natürlich in geringerem Umfang, da Wasserstoff aufgrund seiner geringeren Energiedichte ein höheres Transportvolumen pro transportierter Energieeinheit als Methan benötigt. 16 Biomethan plus eine sehr geringe Menge an synthetisch erzeugtem Methan 17 Siehe Abbildung 5.3-12 CtC 2050 - Endbericht_WECOM_lang_200420 18/182

– Abschnitt 2 Kurzfassung – Commit to Connect 2050 Zielbild Energieinfrastrukturen für Ostdeutschland Im Bereich der Fernwärmenetze sind die Veränderungen ebenfalls spürbar, aber geringer als bei Gas- und Stromnetzen. Die erforderliche Fernwärmespitzenleistung sinkt um rd. 20%, da Marktanteilsverluste in der Prozesswärme und der in Summe sinkende Wärmebedarf (→ Energieeffizienz) die Marktanteilsgewinne der Fernwärme in der Raumwärme deutlich überwiegen. Die modellierten volkswirtschaftlichen Kosten des Fernwärmenetzes in Ostdeutschland sinken daher um rund 20% auf rund 0,7 Mrd. EUR p.a. VERGLEICHE ZIELBILD2050 MIT ANDEREN KONZEPTIONEN FÜR DAS KÜNFTIGE DEKARBONISIERTE ENERGIESYSTEM OSTDEUTSCHLANDS Einschränkung der Technologieoffenheit Das optimale Energiesystem 2050 wurde technologieoffen ermittelt. D.h. dem Modellierungswerkzeug WALERIE stand eine Vielfalt CO 2-neutraler Technologien für alle Energieträger zur Verfügung, um – durch entsprechende Auswahl und Dimensionierung dieser Technologien – das kostenoptimale Energiesystem versorgungssicher und unter Einhaltung aller Ressourcengrenzen (z.B. für Windkraft oder Biomassen) im Wege der Berechnung zu bestimmen. Zum Vergleich wurde diese Technologieoffenheit in drei Szenarien eingeschränkt und jeweils ein alternatives – jedoch infolge der Einschränkungen nur mehr bedingt-optimales – dekarbonisiertes Energiesystem für Ostdeutschland mit WALERIE berechnet: 1. Vergleichsszenario ohne jede Gas-Infrastruktur (d.h. keine Gasnetze, keine Gasspeicher, keine Gaskraftwerke und keine gasbefeuerte Fernwärme) 2. Vergleichsszenario ohne Gas-Endverteilung (d.h. ohne Endverteilungsnetze für Gas und auch ohne gasbefeuerte Fernwärme, aber sehr wohl mit gasbefeuerten Kraftwerken im Bereich des Strom-Backupsystems) 3. Vergleichsszenario ohne Wasserstoff-Infrastruktur (wie Vergleichsszenario 1, jedoch werden die genannten Infrastrukturelemente nur für Wasserstoff ausgeschlossen, für Methan bleiben sie hingegen zulässig) Jede dieser Einschränkungen der Technologieoffenheit führt zu signifikanten Mehrkosten für die ostdeutsche Volkswirtschaft gegenüber dem optimalen (und technologieoffenen) Zielbild 2050. Im Fall des Vergleichsszenarios ohne jede Gas-Infrastruktur liegen diese Mehrkosten bei rund 19 Mrd. EUR p.a. (+38%), im Fall des Vergleichsszenarios ohne Gas-Endverteilung bei rund 9 Mrd. EUR p.a. (+18%) und im Fall des Verzichts auf Wasserstoffinfrastruktur bei rund 6 Mrd. EUR p.a. (+13%). Die Auslöser dieser Kostensteigerungen sind vielfältig, im Detail wird auf Abschnitt 7.1 verwiesen. Hervorzuheben ist insbesondere eine strukturelle Veränderung bei jenen Vergleichsszenarien (vorstehende Nrn. 1. und 2.), die den ökonomisch optimalen Einsatz von CO 2- neutralen Methan- und Wasserstofftechnologien einschränken. In beiden Fällen kommt es zu einer deutlichen Steigerung der Strom-Endverbrauchslast und in weiterer Folge steigen auch die wirtschaftlich optimalen Kapazitäten erneuerbarer Stromerzeuger um ein knappes Drittel im Fall ohne jede Gas-Infrastruktur und um ein Fünftel im Fall ohne Gas-Endverteilung. CtC 2050 - Endbericht_WECOM_lang_200420 19/182

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