Mitteilungen - Finanzen und Kommunalwirtschaft

Das BMWK hat kürzlich neue Langfristszenarien zur Strommarktentwicklung veröffentlicht. In dem Projekt „Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland“ (Langfristszenarien 3) hat das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung mit den Partnern Consentec Gmbh, ifeu – Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH und dem Lehrstuhl für Energie- und Ressourcenmanagement an der TU Berlin zusammen im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz Szenarien für die zukünftige Entwicklung des Energiesystems modelliert, mit denen die energie- und klimapolitischen Ziele erreicht werden. Die Modellierung umfasst das gesamte Energiesystem, also übergreifend die Erzeugung von Strom, Wärme und Wasserstoff sowie die Nachfrage nach Energie in den Sektoren Industrie, Verkehr, Gebäude und Geräte. Die Energieinfrastrukturen (Strom und Gase) werden ebenfalls mit modelliert. Im Fokus der Analyse steht dabei nicht die Entwicklung eines einzelnen "Leitszenarios", sondern die Untersuchung von unterschiedlichen Szenariowelten, um durch die vergleichenden Analysen Erkenntnisse über die Vor- und Nachteile alternativer Pfade für die Transformation des Energiesystems zu gewinnen.

Regelmäßig werden neue und aktualisierte Langfristszenarien im Auftrag des BMWK errechnet. Dabei geht es nicht um eine Planung des zukünftigen Strommarktes, sondern um eine Abschätzung, wie sicher sich unser Stromsystem entwickeln könnte und welche Implikationen bzw. Anforderungen dies bspw. für die notwendige Infrastruktur hat. Insbesondere im Rahmen der Systementwicklungsstrategie spielen diese Szenarien deshalb eine große Rolle.

Zur Vorstellung der Ergebnisse hat das Projektteam gemeinsam mit dem BMWK ein Webinar veranstaltet, das Sie hier nachschauen können.

Das Projektteam hat einerseits das Referenzszenario T45-Strom*(starke Elektrifizierung) aktualisiert. Andererseits wurden die neuen Szenarien T45-PV+ (deutlich mehr PV-Zubau), T45-Dezentral (deutlich mehr Batteriespeicher) und T45-RedH2SP (Reduzierte H2-Speicherkapazität) vorgestellt.

Zentrale Ergebnisse aller Szenarien:

• Windenergie ist ein zentraler Baustein der Energiewende (weniger Abregelung als bei viel PV, ohne Wind steigen Kosten deutlich)

• Hohe Flexibilität erleichtert die Systemintegration (Stromspeicher, Smart Charging und V2G)

• Eine Dekarbonisierung mit sehr viel PV und ggf. sehr vielen Batterien ist teuer

• Batterien (stationär & mobil) können H2-Kraftwerke reduzieren aber nicht vollständig ersetzen

• Batteriespeicher können weniger guten Mix der EE nur begrenzt kompensieren

• Großer H2-Speicherzubau ist nötig

• Wärmespeicher sind sehr wichtig

• Die Allokation der Elektrolyseure im Norden ist in den Szenarien sehr robust

• Robuste Netze für Strom (Verteilung und Transport) und Wasserstoff (Transport) sind insbesondere für die Erreichung hoher Dekarbonisierung sehr wichtig

• In allen Szenarien ist ein umfangreicher Aufbau eines deutschen Wasserstofftransportnetzes erforderlich und kostenoptimal im Sinne der Optimierung der Kosten des Energieangebots.

• Der weit überwiegende Teil des Wasserstoffnetzes kann bei paralleler Erfüllung der Aufgaben des Erdgastransports aus dem bestehenden Erdgastransportnetz umgewidmet werden. (Ausreichende Verfügbarkeit auch von Importkapazitäten und Speichern ist hierfür essenziell.)

• Verteilungsnetze wurden nicht betrachtet, weil Wasserstoff in diesen Szenarien nicht in der Wärmeversorgung berücksichtigt wird.

• Der Anteil der Kosten für die Anpassung der Gastransportinfrastruktur bewegt sich im unteren einstelligen Prozentbereich der Gesamtsystemkosten.

Az.: 28.6.9-012-001