Donnerstag, 23. November 2017
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Welchen Beitrag kann die Gasinfrastruktur für die Energiewende leisten?

David Bothe, Matthias Janssen, Sander van der Poel, Theresa Eich, Albert Moser, Jan Kellermann, Lara Lück, Hao Chan, Martin Ahlert, Carlos Andrés Quintero Borrás, Marcel Corneille und Johannes Kuhn

Mit der Sektorkopplung werden langfristig weitere Verbrauchsbereiche wie Wärme und Verkehr auf rein erneuerbare Energiequellen umgestellt. Eine modellgestützte Analyse der Systemkosten über alle Wertschöpfungsstufen hinweg zeigt, dass insbesondere die vorhandene Gasinfrastruktur einen wichtigen Beitrag leisten kann, eine umfassende Energiewende kostengünstig zu erreichen. Ein Erhalt der Gasnetze in Verbindung mit der Nutzung von Grünem Gas als weiterem Endenergieträger neben Strom führt zu deutlich niedrigeren Gesamtkosten als eine umfassende Elektrifizierung aller Endanwendungen. Zudem kann dies helfen, Akzeptanzprobleme zu überwinden.

Deutschland hat sich ambitionierte Klimaschutzziele gesetzt: Bis 2050 sollen die Treibhausgasemissionen um 80 bis 95 % gegenüber 1990 verringert werden. Geht man von einem 95 %-Szenario aus, dürfen im Jahr 2050 maximal 62 Mio. t CO2-Äquivalente ausgestoßen werden. Da ein Teil der heutigen Emissionen in der Landwirtschaft und der Industrie kaum (ohne erheblichen Nutzenverzicht) vermeidbar sind, müssen die Emissionen in der Energiewirtschaft, im Verkehr und für die Wärmeerzeugung nahezu vollständig vermieden werden (Abb. 1) [1].

Grünes Gas als Alternative zum Stromtransport

Neben der Vermeidung von Energieverbrauch („efficiency first“) und einer direkten Nutzung von erneuerbare Energien wie z. B. Biomasse oder Solarthermie, deren Potenziale in Deutschland jedoch begrenzt sind, soll diese Emissionsreduktion in den anderen Sektoren vor allem durch eine sog. Sektorkopplung erreicht werden. Hierdurch sollen insbesondere die bisher fossil dominierten Sektoren wie Wärme (Erdgas und Heizöl) und Verkehr (vor allem Mineralöl) überwiegend auf die Nutzung von regenerativ erzeugtem Strom umgestellt werden.

Während in der öffentlichen Fachdiskussion zunehmend Konsens herrscht, dass diese Form der Sektorkopplung zur Erreichung der ambitionierten Klimaziele notwendig und richtig ist, bleibt die Frage offen, mit welcher Energietransportinfrastruktur zukünftig die Verbindung zwischen erneuerbar erzeugtem Strom und Energieverbrauchern hergestellt werden soll, insbesondere welche Rolle die Gasinfrastruktur zukünftig spielen wird.

Heute beträgt der jährliche Verbrauch von Gas in Deutschland – bisher zum Großteil Erdgas und zum Teil Biogas – knapp 600 TWh, das entspricht etwa 24 % des gesamten Endenergiebedarfs in Deutschland. Im Wärmesektor beträgt der Anteil von Gas sogar 45 %. Hierfür existiert in Deutschland eine umfangreiche Gas-Transport-, Speicher- und Verteilinfrastruktur mit über 500.000 km Leitungslänge.

Es stellt sich daher die Frage, ob und wie die Gasinfrastruktur zukünftig einen Beitrag zur Energiewende leisten kann angesichts der strikten Dekarbonisierungsziele, die ja langfristig einer Nutzung von fossilem Erdgas, wie es heute durch die Gasinfrastruktur transportiert wird, entgegenstehen.

Eine Möglichkeit wäre, die Infrastruktur zukünftig für den Transport von „Grünem Gas“ zu nutzen, d. h. klimaneutralem Gas, das z. B. aus Biogas oder synthetisch aus erneuerbarem Strom gewonnenem Wasserstoff oder Methan zusammengesetzt und somit vollständig erneuerbar ist [2]. Angesichts der hierzu notwendigen Umwandlungsstufen (z. B. Power-to-Gas) und Auswirkungen auf die Endanwendungen (z. B. Erhalt von Gasheizungen im Vergleich zu strombasierten Heizsystemen) stellt sich die Frage, wie ein solcher Parallelbetrieb in einem zukünftigen Energiesystem kostenmäßig zu bewerten ist.

Zu diesem Zweck analysieren wir im Rahmen einer Systemkostenbetrachtung unter Berücksichtigung aller Wertschöpfungsstufen, welche Kostenwirkung eine langfristige Weiternutzung der Gasinfrastruktur für den Transport von aus erneuerbare Energien erzeugtem Gas („Grünes Gas“) auf das Energiesystem hätte. Als Stichjahr wird das Jahr 2050 betrachtet. Dieser Artikel basiert auf den Ergebnissen einer Studie, die die Autoren im Auftrag der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB Gas e.V.) durchgeführt haben [3].

Energiesysteme 2050 mit oder ohne Gasnetze

Hierzu analysieren wir zwei Szenarien für 2050 (Abb. 2), die jeweils sämtliche Verbrauchssektoren (also insbesondere auch Wärme und Verkehr als größte Endenergie-Senken) umfassen:

  • „Strom und Option zur Gasspeicherung“ – Die Endverbraucher nutzen in diesem Szenario überwiegend elektrische Endanwendungen wie Wärmepumpen und Elektroautos („unmittelbare Elektrifizierung“), die Verbindung zwischen Stromerzeugung und Endenergienutzung erfolgt allein durch Stromnetze und -speicher. Zudem besteht die technische Möglichkeit, Strom in Gasform zwischenzuspeichern und diesen in Gaskraftwerken rückzuverstromen („Power-to-Gas-to-Power“, PtGtP). Der Energietransport in der Fläche findet dementsprechend weiterhin strombasiert statt. Gastransport- und Verteilnetze werden – anders als Gasspeicher – in diesem Szenario nicht mehr benötigt und entsprechend außer Dienst gestellt.
  • „Strom und Grünes Gas“ – In diesem Szenario bleibt ein Teil der Endanwendungen gasbasiert und nutzt zukünftig entsprechend Grünes Gas, welches in Power-to-Gas (PtG)-Anlagen in Deutschland auf Basis erneuerbar erzeugten Stroms synthetisch erzeugt wird („mittelbare Elektrifizierung“) [4]. Endsprechend wird parallel zum Stromnetz die bestehende Gasinfrastruktur (inklusive Gastransport- und -verteilnetzen) zum Energietransport weiterhin genutzt.

Um eine vollständige Vergleichbarkeit sicherzustellen, wird dabei in allen Szenarien von einem Erreichen der ambitionierten Klima-Ziele der Bundesregierung mit einer Reduktion der Treibhausgasemission von 95 % gegenüber 1990 ausgegangen.

Grünes Gas ist dabei stets klimaneutral, da es im Fall von Wasserstoff überhaupt nicht zu CO2-Emissionen kommt, und auch bei der Nutzung von synthetischem Methan nur wieder die CO2-Mengen freigesetzt werden, die bei der Herstellung des synthetischen Gases vollständig der Umwelt entnommen wurde.

Systemische Analyse der Kosten über die gesamte Versorgungskette

Um einen Vergleich der Systemkosten in beiden Szenarien vornehmen zu können, gehen wir wie folgt vor (siehe Abb. 3):

  • Identische Nutzenergie – Um einen adäquaten Vergleich der Szenarien zu gewährleisten, gehen wir in allen Szenarien von einem identischen Nutzenergiebedarf aus. So sind in allen Szenarien die beheizte Fläche oder die Transportkilometer identisch, wobei jedoch generelle Verbrauchstrends bis 2050 auf Basis von Drittstudien antizipiert werden. Bspw. reduziert sich der Nutzenergiebedarf für Raumwärme und Warmwasser durch Effizienzmaßnahmen und Demographie in allen Szenarien von 2015 bis 2050 um 34 % (basierend auf [5]), während z. B. die Personen- oder Tonnenkilometer im Verkehr steigen [6].
  • Szenarien-spezifischer Endenergiebedarf –Da mit unterschiedlichen Technologien entsprechend auch unterschiedliche Wirkungsgrade auf der Endanwendungsstufe verbunden sind, leiten wir basierend auf den identischen Nutzenergien jeweils entsprechende Szenarien-spezifische Endenergiebedarfe ab. Im Szenario „Strom und Option zur Gasspeicherung“ müssen im Jahr 2050 bspw. 965 TWh Strombedarf für Endanwendungen gedeckt werden (kein Gasbedarf), während im Szenario „Strom und Grünes Gas“ lediglich 468 TWh Strombedarf bei der Endenergie verbleiben, dafür allerdings ein Bedarf von 645 TWh Grünes Gas besteht.

Dieser Endenergiebedarf muss jeweils durch entsprechende Stromerzeugungs- und Umwandlungstechnologien (für synthetisches Gas) gedeckt und über die entsprechenden Netzinfrastrukturen bereitgestellt werden. Hierfür bestimmen wir jeweils Szenario-spezifisch auf Basis systemweiter Modellierungen die optimale Ausgestaltung der Infrastruktur und ermitteln die sich jeweils ergebenen Systemkosten entlang der Wertschöpfungskette:

  • Kosten der Endanwendungen – Auf dieser Wertschöpfungsstufe werden die Kosten der Endanwendungen für die Endenergienutzung berücksichtigt. Hier betrachten wir insbesondere die Unterschiede von Anschaffungskosten für Wärmeanwendungen und Fahrzeuge zwischen den Szenarien [7].
  • Kosten der Stromnetze – Anhand von Netzmodellierungen wird der unterschiedliche Ausbau- und Erhaltungsbedarf in den Transport- und Verteilnetzen für Strom in den Szenarien abgeschätzt und die entsprechenden Kostenimplikationen ermittelt.
  • Kosten der Gasnetze – Berücksichtigt werden die Kosten für die Anpassung, den Ausbau und Unterhalt der Transport- und Verteilnetze für Grünes Gas in den Szenarien, sowie die Kosten für einen möglichen Rückbau der bestehenden Gasinfrastruktur im Fall eines Auslaufens der Nutzung.
  • Kosten für Stromerzeugung und Umwandlung – Hierzu werden auf Basis einer umfassenden Strommarktsimulation die Kosten für die Erzeugung und Speicherung von Strom sowie für die Umwandlung von Strom zu Gas in Power-to-Gas-Anlagen modelliert.

Grünes Gas zur Langfristspeicherung ist essenziell für zukünftiges Energiesystem

Als erstes Ergebnis zeigen die Analysen, dass eine „All-Electric“-Welt ohne Nutzung von Gasspeichern zumindest zur Zwischenspeicherung von erneuerbarem Strom prohibitiv teuer wäre: Dieses Ergebnis ergibt sich bereits im Rahmen des integrierten Investitions- und Dispatch-Strommarktmodells, in welchem u. a. die Höhe der Investitionen in Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbare Energien, in Power-to-Gas-Anlagen und in Gas-Kraftwerke zur Rückverstromung simultan optimiert werden:

So werden im Rahmen der Optimierung bereits im Szenario „Strom und Option zur Gasspeicherung“ für das Jahr 2050 Power-to-Gas-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 134 GWel installiert, obwohl die Endverbraucher in diesem Szenario ausschließlich strombasierte Endanwendungen verwenden und insofern keine Notwendigkeit für den Einsatz von Gasinfrastruktur besteht. Zur Rückverstromung werden Gas-Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 141 GW installiert.

Dieses Ergebnis zeigt, dass es volkswirtschaftlich günstiger ist, das im Jahresverlauf variierende Stromangebot und die saisonale Nachfrage durch zwischenzeitliche Gasspeicherung in substanziellem Umfang zusammenzubringen und dabei die entstehenden Umwandlungsverluste in Kauf zu nehmen, statt auf eine Zwischenspeicherung zu verzichten und bspw. in mehr Erneuerbare Energien-Anlagen oder Stromspeicher wie Pumpspeicher oder Batterien zu investieren. Dieses Modellergebnis ist intuitiv einfach nachzuvollziehen:

  • Die zukünftig hohe Saisonalität der Stromnachfrage bei Elektrifizierung der Wärmebereitstellung und die Dargebotsabhängigkeit von Strom aus Wind und Sonne stellen das zukünftige Energiesystem vor enorme Herausforderungen.
  • Stromspeicher wie Pumpspeicherkraftwerke oder Batterien können Energie nur über kurze Zeiträume bzw. in geringen Mengen speichern. Das derzeitige Speichervolumen aller Stromspeicher (inklusive aller Pumpspeicher) in Deutschland beträgt z. B. gerade mal etwa 0,4 TWhel.
  • Hingegen ist der Gassektor seit jeher einer starken Saisonalität ausgesetzt: Bspw. ist der durchschnittliche Gasverbrauch im Februar mehr als dreimal so hoch wie im August. Zur Überwindung dieses saisonalen Verbrauchs – bei vergleichsweise konstantem Angebot – verfügt Deutschland über Gasspeichervolumen von etwa 260 TWhth, was selbst unter Berücksichtigung von Umwandlungsverlusten um Größenordnungen höher liegt (siehe Abb. 4).

Daher ist eine „All-Electric“-Welt ohne Nutzung zumindest von Gasspeichern für den saisonalen Ausgleich und die Überbrückung von kalten Dunkelflauten prohibitiv teuer bzw. unrealistisch, wie kürzlich auch in anderen Studien wie z. B. von Enervis [8] oder Energy Brainpool [9] gezeigt wurde. Die Notwendigkeit von Gasspeichern zur Zwischenspeicherung ist daher auch in einem zukünftigen, auf sehr hohen Erneuerbaren Energien-Anteilen basierenden Energiesystem gegeben, wie auch das BMWi in seinem Impulspapier „Strom 2030“ hervorhebt [10].

Nutzung von Grünem Gas bei Endverbrauchern reduziert Systemkosten deutlich

Aus dem Vergleich der beiden Szenarien ergibt sich zudem, dass die Weiternutzung der Gastransport- und verteilnetze zur Versorgung von Endkunden mit Grünem Gas (Szenario „Strom und Grünes Gas“) zusätzlich weitere Kostenvorteile gegenüber einer Welt ohne Nutzung der Gasnetze (Szenario „Strom und Option zur Gasspeicherung“) bietet.

In Summe ergeben sich um das Jahr 2050 Gesamteinsparungen in Höhe von ca. 12,0 Mrd. € pro Jahr (real in Werten 2015) bei den annuisierten Systemkosten. Diese Einsparungen reflektieren u. a. vermiedene Investitionen in Stromnetze und Endanwendungsgeräte von rund 268 Mrd. € bis zum Jahr 2050 (undiskontiert). Abb. 5 [11] illustriert, wie sich die Gesamtkosteneinsparungen einer Gasnetznutzung zusammensetzen:

  • geringere Kosten bei gasbasierten Endanwendungen (10,0 Mrd. € pro Jahr um 2050), vor allem im Wärmesektor (8,4 Mrd. € pro Jahr), bspw. da im Szenario „Strom und Grünes Gas“ insbesondere in Bestandsgebäuden zum Teil weiterhin Brennwertthermen statt kapitalintensiveren Wärmepumpen zum Einsatz kommen können; sowie
  • Einsparungen durch erheblich geringeren Stromnetzausbaubedarf (6,3 Mrd. € pro Jahr um 2050) in Folge der Gasnetznutzung. Der Stromnetzausbaubedarf im Übertragungsnetz reduziert sich um 40 %, der im Verteilnetz sogar um 60 % (siehe Abb. 6).

Diese Einsparungen von insgesamt 16,3 Mrd. € kompensieren deutlich die sich an anderer Stelle im System ergebenen Mehrkosten

  • für den Erhalt und die teilweise Umstellung der Gasnetze, die gegenüber den ansonsten anfallenden Rückbaukosten nur zu jährlichen Mehrkosten von 0,1 Mrd. € um 2050 belaufen; sowie
  • für die aufgrund von Umwandlungsverlusten notwendige zusätzliche Stromerzeugung und die Power-to-Gas-Anlagen (4,2 Mrd. € pro Jahr um 2050). Die Mehrkosten basieren dabei zu einem großen Teil auf laufenden Kosten (z. B. für die Gewinnung von nicht-fossilem CO2 zur Methanisierung). Die Investitionskosten unterscheiden sich nicht substanziell, da dem höheren Bedarf von PtG-Anlagen im Szenario „Strom und Grünes Gas“ u. a. ein geringerer Bedarf an Gaskraftwerken zur Abdeckung von Dunkelflauten entgegen stehen (siehe Abb. 7).

Gasinfrastruktur erhöht Akzeptanz der Energiewende

Über die reinen Systemkosten hinaus kann eine Nutzung der Gasinfrastruktur auch an anderer Stelle die Energiewende unterstützen: Bereits heute zeichnet sich ein Akzeptanzproblem bei der Energiewende ab, das über die Zeit noch erheblich zunehmen wird. Zwar wird der Ausbau erneuerbarer Energien noch grundsätzlich als weitgehend positiv empfunden, bei der Zustimmung zu einzelnen Maßnahmen vor Ort sieht dies jedoch anders aus.

So gibt es gegen den Ausbau von Stromnetzen bereits heute erheblichen Widerstand. Die Folge dessen sind drohende Verzögerungen beim Ausbau der Stromtransportnetze. Der darüber hinaus in den kommenden Jahren erforderliche Ausbau der Stromverteilnetze ist noch gar nicht in den Fokus der Öffentlichkeit gerückt.

Als Alternative zum Stromnetzausbau bietet sich die Nutzung der existierenden Gastransportinfrastruktur an. Unsere Stromnetzmodellierungen zeigen, dass eine Nutzung der Gasnetze den Stromnetzausbaubedarf im Übertragungsnetz um etwa 40 % reduziert, im Verteilnetz sogar um 60 %. Da die Gasnetze bereits existieren und unterirdisch verlegt sind, können sie wesentlich zur Akzeptanz der Energiewende beitragen.

Neben den Netzen zeichnen sich auch erzeugungsseitig große Akzeptanzprobleme ab, insbesondere vor dem Hintergrund, dass bislang erst ein Bruchteil der für eine umfassende Energiewende notwendigen Stromerzeugungskapazitäten errichtet wurde. Hier zeigen die Analysen, dass eine Nutzung der Gasinfrastruktur zumindest keinen signifikanten Nachteil mit sich bringt – trotz auftretender Umwandlungsverluste bleibt die installierte Leistung dank verbesserter Auslastung nahezu gleich.

Als Vorteil ist jedoch zu berücksichtigen, dass die Gasinfrastruktur in Deutschland eng eingebunden ist in eine Pan-Europäische Netzstruktur (vgl. Abb. 8 [12]), die Energietransport über weite Strecken zulässt und somit einen Zugang zum internationalen Gastransportnetz und damit Zugang zu Quellen von Grünem Gas in anderen Ländern ermöglicht. Neben den offensichtlichen Vorteilen für die Versorgungssicherheit ließen sich hierüber auch Lieferquellen für Grünes Gas mit geringeren Gestehungskosten für den deutschen Markt erschließen und hierdurch die Notwendigkeit zur Erzeugung erneuerbarer Energien im dicht besiedelten Deutschland zu verringern – eine Möglichkeit, die bei den aktuellen Analysen bewusst ausgeblendet wurde (um eine Vergleichbarkeit zu Nur-Strom-Lösungen zu gewährleisten), die aber in der Praxis zukünftig für eine Erreichung der Energiewende von großer Bedeutung sein könnte.

Auch die Endanwender dürfen nicht vergessen werden, deren Zustimmung und Akzeptanz gerade für die anstehenden Umstellungen von Endgeräten zur Erreichung der Energiewende von hoher Bedeutung ist. Hier kann durch den Erhalt von Gas als Energieträger die Vielfalt der Technologieoptionen gesteigert und durch die Option zur Weiternutzung etablierter Technologien wie Gasheizungen potenziellen Umstellungshürden begegnet werden.

Gasinfrastruktur als Option stets mitdenken

Zusammenfassend zeigt die Analyse, dass

  • Gasspeicher selbst im Zuge einer nahezu vollständigen Elektrifizierung von Endanwendungen mangels geeigneter Stromspeichertechnologien noch essenziell zur Langfristspeicherung sein werden;
  • die Nutzung der Gasnetze zur Versorgung von gasbasierten Endanwendungen z. B. im Wärme-, Verkehrs oder Industriesektor die Systemkosten deutlich senken kann,
  • die Nutzung der existierenden Gasnetze und etablierter gasbasierter Endanwendungen die Akzeptanz der Energiewende fördert; und
  • der Rückgriff auf die international sehr stark vernetzte Gasinfrastruktur die Sicherheit der Energieversorgung stärkt und potenziell noch günstigere erneuerbare Energiequellen erschließen kann.

Daraus lässt sich schlussfolgern, dass

  • Vergleiche verschiedener Energieträger immer systemisch entlang der gesamten Wertschöpfungskette vorgenommen werden müssen. Partial-Analysen – z. B. mit Fokus auf die Wirkungsgrade– führen zu Fehleinschätzungen, da Rückwirkungen wie z. B. von Power-to-Gas auf den Stromnetzausbau oder die Investitionen in Endverbrauchsgeräte vernachlässigt werden;
  • Infrastrukturplanung im Zuge zunehmender Sektorkopplung integriert erfolgen muss. Eine isolierte Planung bspw. der Stromnetze birgt die Gefahr substanzieller Mehrkosten, weil der Beitrag alternativer Energieträger wie Grünes Gas nicht berücksichtigt wird.
  • die zukünftigen Rahmenbedingungen einen fairen Wettbewerb der Technologien zulassen müssen, in welchem die einzelnen Technologien ihre Vorteile ausspielen können. Bspw. kann ein frühzeitiges Verbot einzelner Technologien, etwa von Gasheizungen oder des Verbrennungsmotors, zu Lock-in-Effekten und Mehrkosten führen, da diese Technologien auf Basis alternativer Brennstoffe zukünftig zu einer kostengünstigen Dekarbonisierung beitragen können.

Anmerkungen

  1. Frontier Economics auf Basis von Umweltbundesamt: Nationales Treibhausgasinventar 2017, Endstand 04/2017 und Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit (2016): Klimaschutzplan 2050, Klimapolitische Grundsätze und Ziele der Bundesregierung.  ↩

  2. Vgl. Bothe, D.; Janssen, M.; Riechmann, C.: Zukunft der Gaswirtschaft – Energieträger statt Energiequelle? In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 3/2017.  ↩

  3. Frontier Econmics, IAEW, 4M und EMCEL: Der Wert von Gasinfrastruktur für die Energiewende in Deutschland – Eine modellbasierte Analyse. Studie im Auftrag des FNB Gas e.V, Köln/Aachen/Düsseldorf 2017.  ↩

  4. Zudem umfasst Grünes Gas auch Biogas, von welchem in den Rechnungen jedoch vereinfachend abstrahiert wird.  ↩

  5. Vgl. Fraunhofer IWES: Interaktion EE-Strom. Wärme und Verkehr. Analyse der Interaktion zwischen den Sektoren Strom. Wärme/Kälte und Verkehr in Deutschland in Hinblick auf steigende Anteile fluktuierender Erneuerbarer Energien im Strombereich unter Berücksichtigung der europäischen Entwicklung. Kassel 2015.  ↩

  6. Vgl. UBA: Erarbeitung einer fachlichen Strategie zur Energieversorgung des Verkehrs bis zum Jahr 2050. Dessau-Roßlau 2016.  ↩

  7. Die Annahmen zu zukünftigen Anschaffungskosten basieren auf Drittstudien, u. a. [4, 5] sowie Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme ISE: Was kostet die Energiewende – Wege zur Transformation des deutschen Energiesystems bis 2050. Freiburg 2015.  ↩

  8. Enervis:. Klimaschutz durch Sektorenkopplung: Optionen. Szenarien. Kosten. Studie der Enervis energy advisors GmbH im Auftrag von DEA. EWE. Gascasde. Open Grid Europe. Shell. Statoil. Thüga und VNG; Berlin 2017.  ↩

  9. Energy Brainpool: Kalte Dunkelflaute. Robustheit des Stromsystems bei Extremwetter. Studie im Auftrag der Greenpeace Energy EG. Berlin 2017.  ↩

  10. „Herkömmliche Technologien wie Pumpspeicherkraftwerke und Batterien können Strom nur für wenige Stunden speichern. Zur Überbrückung einer „Dunkelflaute“ von mehreren Tagen im Winter sind sie ungeeignet. Neue Technologien wie Power-to-Gas mit Rückverstromung in Gaskraftwerken könnten als Langfristspeicher dienen, sind wegen der hohen Umwandlungsverluste allerdings extrem teuer. Ihr Einsatz ist erst bei wesentlich höheren Anteilen erneuerbarer Energien sinnvoll.“ In: BMWi: Ergebnispapier Strom 2030 – Langfristige Trends – Aufgaben für die kommenden Jahre. Berlin 2017, S. 19.  ↩

  11. Simulationsergebnisse Frontier Economics, IAEW, EMCEL, 4Management. Hinweis: Dargestellt sind Kosten pro Jahr um das Jahr 2050 in EUR2015  ↩

  12. Frontier Economics basierend auf Entso-E, Entso-G sowie Angaben der Übertragungsnetz- und Fernleitungsnetzbetreiber.  ↩

Dr. D. Bothe, Dr. M. Janssen , S. van der Poel, T. Eich, Frontier Economics, Köln; Univ.-Prof. Dr.-Ing A. Moser, J. Kellermann, L. Lück, H. Chan, IAEW, Aachen; M. Ahlert, C. A. Quintero Borrás, FourManagement GmbH, Düsseldorf; M. Corneille, J. Kuhn, EMCEL GmbH, Köln
david.bothe@frontier-economics.com
matthias.janssen@frontier-economics.com

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