Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe - STUDIE
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Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe STUDIE
IMPRESSUM
Die zukünftigen Kosten strombasierter
synthetischer Brennstoffe
ERSTELLT IM AUFTRAG VON DURCHFÜHRUNG DER STUDIE
Agora Energiewende Frontier Economics Ltd.
www.agora-energiewende.de Im Zollhafen 24 | 50678 Köln
info@agora-energiewende.de
Dr. Jens Perner, Dr. Michaela Unteutsch,
Agora Verkehrswende Andrea Lövenich
www.agora-verkehrswende.de
info@agora-verkehrswende.de
Anna-Louisa-Karsch-Straße 2 | 10178 Berlin DANKSAGUNG
T +49. (0) 30 700 14 35-000
F +49. (0) 30 700 14 35-129 Wir danken Marius Backhaus, Jonathan Beierl,
Tobias Bischof-Niemz, Christian Breyer, Mahdi
Projektleitung: Fasihi, Andreas Graf, Peter Kasten, Alexandra
Dr. Matthias Deutsch, Agora Energiewende Langenheld, Kerstin Meyer, Christoph Pellinger,
matthias.deutsch@agora-energiewende.de Frank Peter, Christoph Podewils, Stephanie
Ropenus, Oliver Schmidt, Lambert Schneider,
Dr. Urs Maier, Agora Verkehrswende Stephanie Searl, Oliver Then, Georg Thomaßen,
urs.maier@agora-verkehrswende.de Fritz Vorholz für hilfreiche Kommentare und allen
Teilnehmern des Expertenworkshops für die
Beiträge zur Diskussion. Die Verantwortung für
die Ergebnisse liegt ausschließlich bei Frontier
Satz: Economics und für die Schlussfolgerungen bei
INFOTEXT – Content & Grafikdesign Agora Energiewende und Agora Verkehrswende.
Lindenstraße 76 | 10969 Berlin
Titel: istock.com/surachetkhamsuk
Bitte zitieren als:
Agora Verkehrswende, Agora Energiewende
und Frontier Economics (2018): Die zukünftigen
Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe.
Fassung vom 12.02.2018
Die Zitationsempfehlungen für die Schlussfolge-
129/04-S-2018/DE rungen und für den Hauptteil finden Sie auf den
07-2018-DE Seiten 7 und 43.Vorwort
Liebe Leserin, lieber Leser, benötigten erneuerbaren Stroms im In- und Ausland
zu untersuchen. Die Ergebnisse finden Sie in dem
gasförmige und flüssige synthetische Brennstoffe aus vorliegenden Bericht und in dem begleitenden Excel-
erneuerbar erzeugtem Strom stellen eine Ergänzung Tool auf unseren Webseiten. Mit dieser Veröffentli-
zu den energieeffizienteren direkt-erneuerbaren chung möchten wir außerdem eine Diskussion um
und direkt-elektrischen Dekarbonisierungsansätzen die Nachhaltigkeitsanforderungen an die Produktion
dar. Die Zahl der Szenarien mit einem umfangreichen synthetischer Brennstoffe und um mögliche Förder-
Einsatz solcher Brennstoffe und einer zugrunde- instrumente anstoßen.
gelegten massiven Kostensenkung nimmt gegen-
wärtig zu. Aber welche Annahmen stehen hinter Wir wünschen Ihnen eine anregende Lektüre!
dieser Kostensenkung? Um die weitere Diskussion
darüber möglichst transparent führen zu können, Ihr
haben Agora Verkehrswende und Agora Energie- Dr. Patrick Graichen,
wende Frontier Economics damit beauftragt, Kosten Direktor Agora Energiewende
senkungspfade für synthetische Brennstoffe und Christian Hochfeld,
mögliche günstige Standorte für die Produktion des Direktor Agora Verkehrswende
Synthetische Brennstoffe werden eine wichtige Rolle bei der Dekarbonisierung von Chemie,
Industrie und Teilen des Verkehrs spielen. Neben chemischen Grundstoffen und Hochtemperatur-
Prozesswärme geht es dabei um Flug- und Schiffsverkehr sowie möglicherweise um Teile des
1
Straßenverkehrs. Da synthetische Brennstoffe immer teurer sein werden als direkt genutzter
Strom, ist offen, wie groß ihre Bedeutung in anderen Sektoren sein wird.
Power-to-Gas- und Power-to-Liquid-Anlagen brauchen für einen wirtschaftlichen Betrieb günstigen
Erneuerbaren-Strom und hohe Volllaststunden. Sie können daher nicht mit Überschussstrom
betrieben werden. Stattdessen werden explizit für diesen Zweck Erneuerbare-Energien-Anlagen
gebaut werden müssen – entweder in Deutschland (Offshore-Windkraft) oder zum Beispiel in
2
Nordafrika beziehungsweise im Nahen Osten (Onshore-Windkraft und/oder Photovoltaik). Dies
würde Erdöl und Erdgas exportierenden Staaten auch eine Perspektive für ein postfossiles
Geschäftsmodell ermöglichen.
Synthetisches Methan und Öl kosten anfänglich in Europa etwa 20 bis 30 Cent pro Kilowattstunde.
Die Kosten können bis 2050 auf etwa 10 Cent je Kilowattstunde sinken, wenn die global
installierte Power-to-Gas-/Power-to-Liquid-Kapazität auf etwa 100 Gigawatt steigt. Die
avisierten Kostensenkungen bedingen erhebliche frühzeitige und kontinuierliche Investitionen
3
in Elektrolyseure und CO2-Absorber. Diese sind ohne politische Intervention oder eine hohe CO2-
Bepreisung nicht zu erwarten, denn die Herstellungskosten für synthetische Brennstoffe sind
dauerhaft höher als die Förderkosten ihrer fossilen Alternativen.
Wir brauchen einen Öl- und Gaskonsens, der den Ausstieg aus den Fossilen festlegt, effiziente
Substitution priorisiert und über verpflichtende Nachhaltigkeitsregeln sowie Anreizinstrumente
den Einstieg in synthetische Brennstoffe ermöglicht. Strombasierte Brennstoffe sind keine
Alternative, sondern eine Ergänzung zu Anwendungen mit geringeren Umwandlungsverlusten
4
wie Elektroautos oder Wärmepumpen. Anwendungsspezifi-sche Ziele tragen dem Rechnung.
Verbindliche Nachhaltigkeitsregeln sichern den Klimavorteil von Power-to-Gas-/Power-to-Liquid-
Brennstoffen und schaffen Planungssicherheit.
3Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Inhalt 4
Inhalt
Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe:
Schlussfolgerungen aus Sicht von Agora Verkehrswende und Agora Energiewende
1. Schlussfolgerungen 9
2. Quellen 35
Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
Frontier Economics
3. Kurzfassung 45
4. Hintergrund, Zielsetzung und methodischer Ansatz der Studie 51
4.1 Hintergrund der Studie 51
4.2 Zielsetzung der Studie 53
4.3 Methodisches Vorgehen und Aufbau des Berichts 53
5. Stromerzeugung 55
5.1 Betrachtete Länder und Stromerzeugungstechnologien 55
5.2 Annahmen zu Kosten, Volllaststunden und Lebensdauer von
Erneuerbaren Energien 56
5.3 Stromgestehungskosten 60
6. Umwandlungsprozesse 61
6.1 Wasserstoffelektrolyse 62
6.2 Methanisierung 66
6.3 Herstellung flüssiger Kraftstoffe
(Methanolsynthese und Fischer-Tropsch-Synthese) 72
7. Transport, Beimischung und Verteilung 77
7.1 Transport 77
7.2 Beimischung und Verteilung 78
8. Zusammenfassung der Kostenschätzung importierter synthetischer
Brennstoffe bis 2050 81
8.1 Übersicht der Kostenschätzungen 81
8.2 Wesentliche Kostentreiber 86
9. Diskussion von Nachhaltigkeitskriterien für die betrachteten Erzeugungsoptionen 91
10. Fazit und Ausblick 95
11. Quellen 96
5Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen 6
Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe Schlussfolgerungen aus Sicht von Agora Verkehrswende und Agora Energiewende Bitte zitieren als: Agora Verkehrswende und Agora Energiewende (2018): Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe: Schlussfolgerungen aus Sicht von Agora Verkehrswende und Agora Energiewende. In: Agora Verkehrswende, Agora Energiewende und Frontier Economics (2018): Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe.
Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen 8
STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
Synthetische Brennstoffe werden eine wichtige Rolle bei der Dekarbonisierung von Chemie,
1 Industrie und Teilen des Verkehrs spielen.
Steigende Klimaschutzanforderungen machen den Bundesregierung sind erstmalig auch sektorenspe-
Einsatz von synthetischen Brennstoffen notwendig. zifische Emissionsminderungsziele bis 2030 formu-
liert: Im Gebäudesektor wird demnach eine Verrin-
Die Energieversorgung weiter Teile unserer Volks- gerung von 119 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten
wirtschaft ist heute noch durch fossile Brennstoffe (2014) auf 70 bis 72 Millionen Tonnen CO2-Äquiva-
geprägt. Wie Abbildung 1 illustriert, wird Öl insbe- lente bis 2030 und im Verkehrssektor von 160 Milli-
sondere in den Bereichen Verkehr und Wärme sowie onen Tonnen CO2-Äquivalenten (2014) auf 95 bis 98
für nicht energetische Anwendungen in der Industrie Millionen Tonnen CO2-Äquivalente erforderlich.1 Die
benötigt. Der größte Einzelposten ist dabei der Stra- wichtigsten energiepolitischen Strategien zur Zie-
ßenverkehr. Gas kommt vor allem in den Bereichen lerreichung bis 2030 bestehen für den Gebäude- und
Wärme und Stromerzeugung zum Einsatz. Verkehrssektor darin, die systemische und spezi-
fische Energieeffizienz zu steigern, die Sektoren zu
Deutschland hat sich zum Ziel gesetzt, die Treibhaus- elektrifizieren, den Anteil Erneuerbarer Energien aus-
gasemissionen bis 2030 um mindestens 55 Prozent zubauen sowie den Einsatz besonders CO2-intensiver
und bis 2050 um 80 bis 95 Prozent gegenüber 1990
zu verringern. Mit dem Klimaschutzplan 2050 der 1 Bundesregierung (2016)
Verwendung von fossilem Öl und Gas in Deutschland im Jahr 2015 in Terawattstunden Abbildung 1
TWh
800
745 Öl Gas
sonstiger Verkehr
Luftverkehr 599
600
Straßenverkehr
400
Industrie
Gewerbe
232
Industrie 205 Haushalte
200 152
Gewerbe
Haushalte
31 14
2
0
Verkehr* Wärme: Industrie: Stromerzeugung
Haushalte, Gewerbe, nichtenergetischer und KWK
Industrie Verbrauch
* inklusive Kraftanwendungen im Gewerbe sowie Seeschifffahrt (Bunkerungen)
eigene Darstellung nach AGEB (2017)
9Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen
fossiler Energieträger wie Kohle und Öl zu mindern.2 Strombasierte synthetische Brennstoffe5 – im Fol-
Damit kommt Erdgas als CO2-emissionsärmsten fos- genden kurz: synthetische Brennstoffe – tragen dann
silen Energieträger bis 2030 für einige Anwendungen zur Dekarbonisierung bei, wenn sie aus erneuerbarem
eine wichtige Rolle als Brückentechnologie zur Errei- Strom erzeugt werden und gegebenenfalls benötigter
chung der Klimaschutzziele zu.3 Kohlenstoff klimaneutral bereitgestellt wird.6 Beson-
ders relevant sind dabei Wasserstoff als Ausgangsba-
Für den Zeitraum 2030 bis 2050 spielen in vielen sis sowie – darauf aufbauend – Methan und syn-
Szenarien, die eine Erreichung der Klimaschutzziele thetische Flüssigkraftstoffe. Offen ist jedoch, welche
modellieren, synthetische Brennstoffe eine wichtige Rolle sie spielen werden. Die Antwort auf diese Frage
Rolle. Je höher das Ambitionsniveau wird, desto mehr hängt in hohem Maße davon ab, zu welchen Kosten
Power-to-Gas (PtG) und Power-to-Liquid (PtL) wird Brennstoffe bis wann wie CO2-arm werden können.7
benötigt – aber schon ein mittlerer Zielpfad, der auf Technische Fortschritte lassen es möglich erscheinen,
eine Emissionsminderung um 87,5 Prozent zusteuert, synthetische Brennstoffe in großem Maßstab zu ver-
erfordert signifikante Mengen. Hinzu kommen noch tretbaren Kosten zu produzieren, sodass sie ein signi-
jene Mengen, die der internationale Luft- und See- fikanter Teil der Lösung sein könnten.
schiffsverkehr benötigt.
Die Vorteile dieser Brennstoffe gegenüber der direk-
Der wesentliche Grund für die Bedeutung von PtG/PtL ten Nutzung von Strom bestehen in ihrer hohen
liegt darin, dass es nicht genügend nachhaltig erzeugte Energiedichte, der Speicherbarkeit und der zum Teil
Biomasse gibt, um überall da, wo Verbrennungs- bereits vorhandenen Infrastruktur – Eigenschaf-
prozesse eine Rolle spielen, die eingesetzten Ener- ten also, die sie mit fossilen Brennstoffen gemeinsam
gieträger Kohle, Öl oder Gas durch Holz, Biogas oder haben. Über entsprechende Technologien und damit
Biokraftstoffe zu ersetzen. Denn das Potenzial der verbundene Anwendungsmuster entstanden in den
Biomasse zur energetischen Nutzung in Deutschland Industriegesellschaften über einen langen Zeitraum
sowie global ist angesichts der Flächenkonkurrenz mit weitreichende Routinen im Alltag. Synthetische, kli-
Nahrungs- und Futtermitteln stark limitiert. Zudem maneutrale Brennstoffe würden es also ermöglichen,
ist das Mengenpotenzial von Biomasse aus Abfällen die Anwendungsroutinen und Energiestrukturen im
und Reststoffen, bei denen die Flächenkonkurrenzen Wesentlichen so zu belassen wie heute.
nicht auftreten, viel zu gering, um in ausreichender
Menge Kraftstoff für den Verkehr liefern zu können.4 Synthetische Brennstoffe haben einen großen
Nachteil: Die geringe Energieeffizienz. Erhebliche
Umwandlungsverluste erfordern große Strommen-
2 Agora Energiewende (2017b). Im Verkehrssektor ist zudem gen für ihre Produktion.
die Mobilitätswende erforderlich, die eine Stärkung
von Bahn, Bus und Shared Mobility beinhaltet (Agora
Verkehrswende 2017). Zur Rolle der Energieeffizienz siehe
Langenheld/Graichen (2017). 5 Synthetische Heizstoffe werden zur Erzeugung von Wärme
eingesetzt, Kraftstoffe zum Antrieb von Kraftmaschinen.
3 Zu den nicht zu ignorierenden Methanemissionen bei der
Sowohl im Heiz- als auch Kraftstoffbereich können flüssige
Erdgasförderung siehe IEA (2017b).
Brennstoffe (wie Heizöl, Benzin, Diesel) als auch gasförmige
4 Weltweit können Biokraftstoffe der zweiten Generation Brennstoffe (Wasserstoff, Erdgas, synthetisches Methan)
aus land- und forstwirtschaftlichen Reststoffen maximal eingesetzt werden.
zwischen 13 und 19 Exajoule Energie zur Verfügung stellen.
6 Solarthermische Prozesse ohne Stromerzeugung (DLR 2017)
Demgegenüber wird der weltweite Endenergieverbrauch
werden hier nicht betrachtet.
des Verkehrs auf 100 bis 170 Exajoule im Jahr 2050
geschätzt (INFRAS, Quantis 2015). 7 BDEW et al. (2016)
10STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
Verglichen mit der direkten Nutzung von Strom ist den im Verhältnis besonders ineffizienten Verbren-
die Herstellung synthetischer Brennstoffe mit hohen nungsmotor bei einem Gesamtwirkungsgrad von
energetischen Umwandlungsverlusten verbunden. 13 Prozent landet. Zwischen dem verbrennungsmoto-
Dies hat zwei unmittelbare Folgen: Zum einen wer- rischen Konzept und dem batteriebetriebenen Elekt-
den die Kosten für Power-to-Gas und Power-to-Li- roauto liegt also ein Faktor fünf. Anders ausgedrückt:
quid immer deutlich höher sein als die für die direkte Für die gleiche Fahrstrecke benötigt das Auto mit
Stromnutzung, zum anderen entsteht ein deutlich Verbrennungsmotor rund fünfmal so viel erneuer-
höherer Bedarf an Stromproduktion aus Wind und baren Strom wie das batteriebetriebene Elektroauto.
Sonne, verbunden mit dem damit einhergehenden Dies bedeutet, dass deutlich mehr Anlagen zur Erzeu-
Flächenbedarf.8 Daher ist klar: Sollen synthetische gung von EE-Strom gebaut werden müssen als bei
Heiz- und Kraftstoffe in großem Umfang zum Einsatz direkter Stromnutzung, verbunden mit entsprechend
kommen, können die dafür benötigten Strommengen höheren Kosten der benötigten Umwandlungsanlagen
aus Erneuerbaren Energien (EE) nicht in Deutschland und einem größeren Flächenbedarf.
produziert werden, sie sind dann zu importieren. Das
globale Mengenpotenzial synthetischer Brennstoffe Abbildung 3 zeigt Einzel- und Gesamtwirkungs-
ist nicht Gegenstand dieser Untersuchung.9 grade unterschiedlicher Heizungssysteme ausge-
hend von erneuerbar erzeugtem Strom. Den höchs-
Abbildung 2 illustriert die Umwandlungsverluste ten Gesamtwirkungsgrad erzielt mit 285 Prozent die
beziehungsweise Wirkungsgrade anhand von Pkw elektrische Wärmepumpe, die anders als viele andere
mit unterschiedlichen Antriebskonzepten, die alle Technologien eine besondere Hebelwirkung aufweist:
von erneuerbar erzeugtem Strom ausgehen:10 batte- Mit ihr kann Umweltwärme (aus Luft, Boden, Was-
riebetriebenes Elektroauto, Brennstoffzellenauto und ser) eingebunden werden, deren Menge größer ist als
Auto mit Verbrennungsmotor. Mit der Umwandlung der zum Betrieb der Wärmepumpe benötigte Strom,
in jedem weiteren Einzelprozess verringert sich der sodass Werte über 100 Prozent erreicht werden. Im
jeweilige Gesamtwirkungsgrad. Der höchste Gesamt- hier gewählten Beispiel stellt die Wärmepumpe eine
wirkungsgrad ergibt sich für das batteriebetriebene Wärmemenge zur Verfügung, die dreimal11 so groß ist
Elektroauto mit 69 Prozent, da die Verluste ver- wie die dazu benötigte Strommenge. Danach folgt der
gleichsweise gering ausfallen. An zweiter Stelle folgt Gasbrennwertkessel mit 50 Prozent. Hier ist die che-
das Brennstoffzellenauto mit 26 Prozent. Hier macht mische Umwandlung verlustbehaftet, wohingegen der
sich die Wasserstofferzeugung mittels Elektrolyse als Transport verlustarm ist. Am Ende steht die Brenn-
Zwischenschritt deutlich bemerkbar. Am wenigsten stoffzellenheizung mit 45 Prozent, deren Endprodukte
effizient ist das Auto mit der Nutzung von syntheti- sich allerdings zu etwa gleichen Anteilen in die zwei
schen Kraftstoffen im Verbrennungsmotor, welches Komponenten Wärme (24 Prozent) und Strom (21 Pro-
durch die doppelte chemische Umwandlung sowie zent) aufteilen. Zwischen dem Gesamtwirkungsgrad
der elektrischen Wärmepumpe und der Brennstoff-
8 FENES et al. (2015). Im Fall von Power-to-Gas werden aus zellenheizung steht ein Faktor sechs. Bezieht man sich
einer Kilowattstunde erneuerbar erzeugtem Strom nur
auf die reine Wärmeproduktion der Brennstoffzelle
0,24 bis 0,84 Kilowattstunden Brennstoff erzeugt. Diese
Bandbreite deckt unterschiedliche Prozessketten (von
(24 Prozent), beträgt dieser Faktor sogar etwa zwölf.
der reinen Elektrolyse bis hin zur Methanisierung) und
Gasnetz-Druckstufen ab. Abwärmenutzung in Power-to-
Gas-Anlagen kann dabei helfen, die Ausbeute zu verbessern
(dena 2016).
9 Hier besteht Forschungsbedarf. Vgl. Fh-IWES (2017).
11 Angenommen wird eine Jahresarbeitszahl von 3 abzüglich 5
10 Beispielhafte Werte ohne Berücksichtigung der Vorketten. Prozent Leitungsverlusten = 2,85.
11Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen
Beide Abbildungen verdeutlichen die vergleichsweise wo eine effiziente, direkte Nutzung von Strom nicht
hohen Umwandlungsverluste beim Einsatz syntheti- möglich ist.
scher Brennstoffe.
Im Verkehrssektor stellt die Elektromobilität hin-
Solange nicht klar belegt ist, dass dieser unstrittige, sichtlich Effizienz und Kosten den Maßstab für
auf der Physik beruhende Nachteil der synthetischen Antriebe auf der Schiene, bei Pkw und leichten Nutz-
Brennstoffe durch andere Vorteile – zum Beispiel bei fahrzeugen, bei Bussen im ÖPNV sowie bei Lkw im
Infrastrukturkosten – überkompensiert werden kann, Stadtverkehr sowie auf kurzen Strecken und mit
ist es naheliegend, zunächst technische Lösungswege guten Lademöglichkeiten dar. Etwas differenzier-
mit geringeren Umwandlungsverlusten zu verfolgen.12 ter ist die Situation bei schweren Lkw im Fernver-
kehr zu betrachten. Sie lassen sich nach heutigem
Synthetische Brennstoffe sollten im Verkehrs- und Kenntnisstand nicht ausschließlich mit den Batte-
Wärmesektor vorrangig dort zum Einsatz kommen, rien betreiben, die sich heute und in den nächsten
Jahren in der Massenproduktion befinden werden.
12 Die Rolle insbesondere der Infrastrukturkosten sollte weiter Sie benötigen daher mindestens zusätzlich Oberlei-
untersucht werden. Ein erster Beitrag hierzu wurde vom tungen für die Versorgung mit Strom – oder einen
FNB Gas (2017) vorgelegt.
Einzel- und Gesamtwirkungsgrade von Pkw mit unterschiedlichen
Antriebskonzepten ausgehend von erneuerbar erzeugtem Strom Abbildung 2
Batteriebetriebenes Brennstoffzellen- Auto mit
Elektroauto Auto Verbrennungsmotor
Erneuerbaren-Strom Erneuerbaren-Strom Erneuerbaren-Strom
100 % 100 % 100 %
Übertragung (95 %) Übertragung (95 %) Übertragung (95%)
Elektrolyse (70%) Elektrolyse (70%)
Batterienutzung Wasserstoff Wasserstoff
86 % 67 % 67 %
Elektromotor (85 %) Kompression/ Power-to-Liquid (70 %)
Mechanik (95 %) Transport (80 %) Ferntransport (95 %)
32 % Brennstoff- 44 % Flüssig-
zelle (60 %) kraftstoff
Elektromotor (85 %) Verbrennungsmotor (30 %)
Mechanik (95 %) Mechanik (95 %)
ins-
69 % gesamt 26 % insgesamt 13 % insgesamt
Hinweis: Einzelwirkungsgrade in Klammern. Durch Multiplikation der Einzelwirkungsgrade ergeben sich die kumulierten
Gesamtwirkungsgrade in den Kästen.
eigene Berechnung auf der Grundlage von acatech et al. (2017a), Abbildung 5
12STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
Einzel- und Gesamtwirkungsgrade unterschiedlicher Heizungssysteme
ausgehend von erneuerbar erzeugtem Strom Abbildung 3
Elektrische Brennstoffzellen- Gasbrennwert-
Wärmepumpe Heizung kessel
Erneuerbaren-Strom Erneuerbaren-Strom Erneuerbaren-Strom
100 % 100 % 100 %
Übertragung (95 %) Übertragung (95 %) Übertragung (95%)
Elektrolyse (70 %) Elektrolyse (70%)
Wasserstoff Wasserstoff
67 % 67 %
Kompression/Transport/ Power-to-Gas (80 %)
Brennstoffzelle* Transport (99 %)
Wärme Strom Methan
24 % 21 % 53 %
insgesamt Gasbrennwert-
285 % kessel (95 %)
insgesamt insgesamt
45 % 50 %
* Wirkungsgrade: 80 Prozent (Kompression/Transport) und 85 Prozent (Brennstoffzelle insgesamt, davon 45 Prozent
Wärme, 40 Prozent Strom)
Hinweis: Einzelwirkungsgrade in Klammern. Durch Multiplikation der Einzelwirkungsgrade ergeben sich die kumulierten
Gesamtwirkungsgrade in den Kästen. Für die Wärmepumpe wird eine Jahresarbeitszahl von drei angenommen.
eigene Berechnung auf der Grundlage von acatech et al. (2017 a,b), Köppel (2015), FENES et al. (2015)
Verbrennungsmotor beziehungsweise eine Brenn- für Brennstoffzellen oder CO2-basiertes syntheti-
stoffzelle. Auch die Kombination verschiedener sches Methan beziehungsweise Flüssigkraftstoff
Antriebssysteme für die Strecken abseits eines noch für Verbrennungsmotoren (siehe Spalten 2 und 3 in
zu errichtenden Oberleitungssystems ist denkbar. In Tabelle 1). Vergleichbares gilt für Baumaschinen oder
diesen Fällen wären schwere Lkw im Fernverkehr in schwere Landmaschinen, die auch in Zukunft ver-
einem dekarbonisierten Verkehrssystem auf synthe- mutlich nur in Einzelfällen direkt-elektrisch betrie-
tische Brennstoffe angewiesen. Auch für den Flug- ben werden können14 und daher auf synthetische
und Seeschiffsverkehr kommt eine direkte Strom- Kraftstoffe angewiesen sein werden.
nutzung nach derzeitigem Stand der Diskussion nur
sehr eingeschränkt infrage.13 Sie benötigen deshalb Im Gebäudewärmesektor sind der direkte Einsatz
klimaneutrale synthetische Kraftstoffe: Wasserstoff Erneuerbarer Energien (das heißt vor allem die
13 Agora Verkehrswende (2017), S. 60; Umweltbundesamt
(2016), S. 1; vgl. Flugrevue (2017), Maritime Journal (2017);
acatech et al. (2017b). 14 Vgl. Electrive (2017).
13Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen
Nutzung von Tiefengeothermie und Solarthermie)15 Anwendung kommen können, verbleibt doch auch ein
sowie die Wärmepumpe, die mit erneuerbarem Strom großer industrieller Wärmebedarf, der nur über Ver-
versorgt wird, aus Effizienzgesichtspunkten das Mit- brennungsprozesse gedeckt werden kann.20 Hierfür
tel der Wahl. Die Einschränkung für ihren Einsatz werden synthetische Brennstoffe erforderlich sein.
besteht darin, dass Bestandsgebäude vor dem Ein-
satz von Wärmepumpen hinreichend gedämmt wer- Angesichts der hohen Umwandlungsverluste kom-
den müssen, um eine Wärmepumpe sinnvoll einset- men synthetische Brennstoffe in den bisher vorlie-
zen zu können. Ist dies – aus welchen Gründen auch genden Klimaschutzszenarien für das Energiege-
immer – nicht möglich, können synthetische Brenn- samtsystem, die die Zielerreichung unterstellen, bis
stoffe eine Alternative sein; entweder als alleini- zum Jahr 2050 typischerweise dann zum Einsatz,
ger Energieträger – mit Brennstoffzellen-KWK oder wenn keine realistischen effizienteren Alternativen
Brennwertkessel – oder im Verbund mit Wärmepum- absehbar sind.
pen als Hybridheizungen.16
Tabelle 1 bietet einen Überblick zu direkt-elektri-
Der Wärmebedarf der Industrie bezieht sich vor schen Ansätzen und synthetischen Brennstoffen
allem auf Prozesswärme. Für niedrige Temperaturen nach Sektoren und Anwendungen.
(nach aktuellem Stand bis etwa 75 Grad Celsius, pers-
pektivisch mit neuen Kältemitteln bis etwa 140 Grad Neben der Nutzung für Verkehr und Wärme sind
Celsius)17 können auch hier Wärmepumpen den Wär- synthetische Brennstoffe wichtig als Langzeitstrom-
mebedarf am effizientesten decken. Allerdings wur- speicher und um chemische Grundstoffe klimaneu
den im Jahr 2014 rund 60 Prozent der industriellen tral herstellen zu können.
Wärme auf einem Temperaturniveau über 200 Grad
Celsius nachgefragt,18 für die Wärmepumpen dann In der Industrie gibt es eine Vielzahl von Wasser-
nicht mehr infrage kommen. Auch wenn hier teil- stoffanwendungen wie die Ammoniakherstellung
weise andere Verfahren für direkt-elektrische oder die Direktreduktion von Eisenerz in der Stahl
Prozesswärmeanwendungen in der Industrie19 zur erzeugung.21 Bisher wird der dafür benötigte Wasser
stoff meist auf Basis von fossilen Brennstoffen
15 Der direkte Einsatz Erneuerbarer Energien wird im
gewonnen. In einer dekarbonisierten Zukunft muss
Folgenden nicht mehr explizit angesprochen, ist aber – dieser durch erneuerbaren Strom hergestellt werden.
wo relevant – immer auch als prioritäre Alternative zum Zudem sind organische chemische Grundstoffe wie
Einsatz von erneuerbarem Strom und synthetischen Methanol oder Ethylen auf Kohlenstoff als Ausgangs-
Brennstoffen zu prüfen.
material angewiesen. Dieser wird bisher vor allem
16 Ein schlecht isoliertes Bestandsgebäude ohne weitere aus Erdöl und Erdgas gewonnen und wird langfristig
Dämmung mit 100 Prozent synthetischen Brennstoffen zu klimaneutral bereitgestellt werden müssen. Kohlen-
beheizen dürfte allerdings langfristig sehr unwirtschaftlich
stoff aus synthetischen Brennstoffen könnte hierfür
werden – insbesondere, wenn die Nachfrage aus zahlungs-
kräftigeren Sektoren den Brennstoffpreis ansteigen lässt. die Ausgangsbasis bieten. Für die wichtigsten Grund-
Eine weitere Vertiefung der möglichen Bedeutung von stoffe der chemischen Industrie wurde in der Euro-
Power-to-Gas im Gebäudewärmesektor im Zusammenhang
mit Gebäudeeffizienz analysieren ifeu et al. (in Arbeit).
Plasmen auf. So werden beispielsweise im Elektrostahlofen
17 Dies ist insbesondere für die Nahrungsmittel-, Papier- und Temperaturen von bis zu 3.500 Grad Celsius erzeugt (VDE-
Chemieindustrie relevant (VDE-ETG 2015). ETG 2015).
18 Fh-IWES/IBP (2017) 20 Nach Blesl et al. (2015) kann dieser auf etwa 200 Terawatt
19 Diese Verfahren bauen auf physikalische Effekte wie stunden im Jahr 2050 geschätzt werden.
Widerstandserwärmung, Induktion, Strahlung und 21 IEA (2017)
14STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
Priorisierung von Optionen zur Dekarbonisierung nach Sektoren und Anwendungen Tabelle 1
Dekarboni Prioritär Ergänzend
sierungs direkte Stromnutzung* synthetische Brennstoffe**
optionen
Wasserstoff*** CO2-basiertes PtG und PtL
Verkehr Züge und Bahnen, Busse Fernverkehrs-Lkw und Luft- und Seeschiffsverkehr,
und Lkw auf kürzeren Stre- -Busse abseits von Ober- Fernverkehrs-Lkw und Busse
cken, Oberleitungs-Lkw und leitungen, Binnenschiffe abseits von Oberleitungen,
-Reisebusse auf längeren (je nach Verwendungs- Binnenschiffe (je nach Ver-
Strecken, Pkw, Zweiräder, zweck) wendungszweck)
Binnenschiffe (je nach Ver-
wendungszweck)
Wärme Niedertemperaturwärme mit Brennstoffzellen-KWK in Bestandsgebäude mit erheb-
Wärmepumpen in hinrei- Bestandsgebäuden mit lichen Dämmrestriktionen
chend gedämmten Gebäu- erheblichen Dämmrestrik- und Hybridheizungen mit
den und in der Industrie tionen unterstützendem Kessel
Hochtemperaturprozess- Hochtemperaturprozess- Hochtemperaturprozess-
wärme mit direkt-elektri- wärme für schwer elektri- wärme für schwer elektrifi-
schen Verfahren (Wider- fizierbare Anwendungen zierbare Anwendungen
standsheizung, Plasma etc.)
Industrie Ammoniakherstellung; Kohlenstoffquelle für organi-
Direktreduktion von Ei sche chemische Grundstoffe
senerz in der Stahlherstel-
lung
Strom Kurzzeitspeicherung Langzeitspeicherung und Langzeitspeicherung und
Rückverstromung in Gas- Rückverstromung in Gastur-
turbinen und Wasserstoff- binen
verbrennungsmotoren
Gewerbe, stationäre und zum Teil mo- mobile Kraftanwendungen mobile Kraftanwendungen
Handel, bile Kraftanwendungen in in Bau, Landwirtschaft, in Bau, Landwirtschaft,
Dienst Bau, Landwirtschaft, Logistik Logistik, Militär Logistik, Militär
leistungen
* oder zum Teil direkte Erneuerbare-Energien-Nutzung wie Solarthermie
** oder zum Teil direkte Erneuerbare-Energien-Nutzung über Biomasse
*** in der Regel zur Verwendung in Brennstoffzellen, sofern nicht anders spezifiziert
Hinweis: Einige Ansätze befinden sich noch in der Entwicklung. Diese Übersicht beinhaltet nicht alle denkbaren Anwendungen.
Eigene Zusammenstellung basierend auf acatech et al. (2017b); Blesl et al. (2015); DECHEMA (2017a); dena (2017a:8); dena (2017c); IEA (2015);
IEA (2017); ifeu et al. (2016); Larfeldt et al. (2017); Öko-Institut et al. (2015); Steward et a. (2009); FENES et al. (2014); Fh-ISI et al. (2017a); Fh-ISI
et al. (2017b); Fh-IWES/IBP (2017); UBA (2016).
15Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen
päischen Union bis 2050 ein Bedarf an CO2 als Roh- voltaikanlagen sehr wichtig. 23 Die Rückverstromung
stoff im Bereich von 50 bis 300 Millionen Tonnen CO2 mit Wasserstoff in Gasturbinen wird bisher vor allem
pro Jahr ermittelt. Hinzu kommt ein ähnlicher großer als Wasserstoff-Beimischung zu Erdgas und in Form
Bedarf zur Anwendung in Brennstoffen, sodass sich von Ammoniak als Brennstoff diskutiert.24 Darüber
insgesamt ein Bedarf von bis zu 670 Millionen Ton- hinaus ist die Nutzung im Wasserstoffverbrennungs-
nen CO2 pro Jahr ergibt.22 motor denkbar.25
Im Stromsektor wird bei hohen Anteilen Erneuerba-
rer Energien die Langzeitspeicherung von syntheti- 23 FENES et al. (2014)
schem Methan zur Rückverstromung in Zeiten mit 24 Diskutiert werden bisher Wasserstoffbeimischungen im
geringer Einspeisung aus Windenergie- und Photo- Bereich von – je nach Gasturbinentechnologie – 25 Prozent
bis 45 Prozent. Siehe dazu Larfeldt et al (2017).
22 DECHEMA (2017b) 25 IEA (2017); Steward (2009).
Power-to-Gas- und Power-to-Liquid-Anlagen brauchen für einen wirtschaftlichen Betrieb günstigen
2 Erneuerbaren-Strom und hohe Volllaststunden. Sie können daher nicht mit Überschussstrom
betrieben werden.
Power-to-Gas- und Power-to-Liquid-Anlagen heißt bei Strombezugskosten von fünf Cent je Kilo-
müssen für einen wirtschaftlichen Betrieb zwei wattstunde hat synthetisches Methan Energiepro-
Bedingungen erfüllen: hohe Volllaststunden und duktionskosten von zehn Cent je Kilowattstunde.
günstigen Erneuerbaren-Strom. Hierzu müssen neben den Kapitalkosten für die
Anlagen noch die Kosten für Wasser und CO2 hin-
→→ Hohe Volllaststunden: PtG/PtL-Anlagen sind zugefügt werden. Um wirtschaftlich betrieben
kapitalintensive Güter mit hohen Fixkosten. Jede werden zu können, brauchen Power-to-Gas- und
zusätzlich erreichbare Betriebsstunde ist folg- Power-to-Liquid-Anlagen daher zwingend günsti-
lich für die Kosten der synthetischen Brennstoffe gen Erneuerbaren-Strom.
zentral, denn je höher die Auslastung der Anlagen,
desto günstiger der Brennstoff. Um wirtschaftlich Nimmt man diese Bedingungen zusammen, dann
betrieben werden zu können, brauchen Power-to- brauchen PtG-/PtL-Anlagen für einen wirtschaftli-
Gas- und Power-to-Liquid-Anlagen daher eine chen Betrieb kostengünstigen Erneuerbaren-Strom
Volllaststundenzahl von mindestens 3.000 bis an mindestens 3.000 bis 4.000 Stunden pro Jahr.
4.000 Stunden pro Jahr.26 Die Konsequenz ist, dass die in der Diskussion oft
→→ Günstigen Erneuerbaren-Strom: Die variablen geäußerte Hoffnung, PtG-/PtL-Anlagen könnten mit
Kosten einer PtG/PtL-Anlage werden aufgrund erneuerbarem „Überschussstrom“ betrieben werden,
der Umwandlungsverluste von den Stromkos- nicht trägt.27 Denn weder systemweite Stromüber-
ten dominiert. So kann man als grobe Faustformel schüsse noch Abregelungen Erneuerbarer-Energien-
sagen, dass die Energiekosten zur Herstellung von
synthetischem Methan doppelt so hoch sind wie
27 Shell (2017) schreibt zum Beispiel in der Zusammenfassung:
die jeweiligen Kosten der Stromproduktion. Das
„Große Zukunftspotenziale werden in der Elektrolyse aus
überschüssigem erneuerbaren Strom gesehen.“ Siehe auch
26 acatech et al. (2015) DVGW (2017), GP JOULE (2017), VKU (2017).
16STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
Anlagen aufgrund lokaler beziehungsweise regionaler das Übertragungsnetz noch nicht hinreichend aus-
Netzengpässe sind in dieser Größenordnung in der gebaut ist. Stattdessen werden die entsprechenden
absehbaren Zukunft zu erwarten: EE-Anlagen, die zumeist an das Verteilnetz ange-
schlossen sind, häufig abgeregelt. Die Gründe für
→→ Im Fall eines systemweiten Bilanzüberschusses die Abregelungen liegen allerdings überwiegend im
wird im gesamten Marktgebiet zu einem bestimm- Übertragungsnetz. Die damit zusammenhängende
ten Zeitpunkt mehr Strom aus Erneuerbaren Ener- Ausfallarbeit ist in den letzten Jahren stark gestie-
gien produziert, als verbraucht werden kann. Die gen und betrug 2015 deutschlandweit knapp 4,4
Residuallast – die Differenz aus Last und fluktu- Terawattstunden, davon etwa 3 Terawattstunden
ierender Erneuerbare-Energien-Erzeugung – ist allein in Schleswig-Holstein.31 Würden bis 2025 die
also negativ.28 Eine hundertprozentige Deckung Ziele der Schleswig-Holsteinischen Landesregie-
der Nachfrage mit Erneuerbaren Energien wurde rung für den Windenergieausbau umgesetzt, ohne
bisher in Deutschland zu keiner Stunde erreicht.29 das Übertragungsnetz weiter auszubauen, so würde
Mit zunehmendem Anteil von Stromerzeugung es in maximal 1.600 Stunden pro Jahr in Schles-
aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien wer- wig-Holstein zu Abregelungen aufgrund von nicht
den allerdings in Zukunft öfter Stunden mit mehr transportierbaren Strommengen kommen.32
als 100 Prozent Erneuerbare-Energien-Abdeckung
auftreten: Bis zu einem Anteil von knapp 55 Pro- Der oft genannte „Überschussstrom“ stellt also schon
zent Wind- und Solarenergie sind weniger als in dieser Ausgangsbetrachtung rein mengenmäßig
1.000 Stunden pro Jahr an Überschüssen zu erwar- keine ausreichende Basis für den wirtschaftlichen
ten. Ab etwa 65 Prozent Wind- und Solarenergie Betrieb von PtG-/PtL-Anlagen in Deutschland dar.33
steigt die Zahl auf rund 2.000 Stunden pro Jahr und Hinzu kommt, dass diese Anlagen lokal mit weiteren,
bei etwa 90 Prozent Wind- und Solarenergie auf oft erheblich kostengünstigeren zuschaltbaren Las-
knapp 4.000 Stunden pro Jahr (siehe Abbildung 4).30 ten im Markt für Flexibilität konkurrieren werden,
→→ Im Fall von lokalen und regionalen Netzengpäs- wie Power-to-Heat, Speichern und Industrieanwen-
sen kann erzeugter Erneuerbare-Energien-Strom dungen.34
nicht komplett vor Ort verbraucht und auch nicht in
weiter entfernte Regionen übertragen werden, weil
31 Agora Energiewende (2017c)
28 Als Indikator hierfür werden oft negative Strompreise
herangezogen. Allerdings ist es bisher so, dass nega- 32 Nach Umsetzung der erwarteten Netzausbaumaßnahmen
tive Strompreise in Deutschland vor allem aus einer würden diese Abregelungen allerdings nicht mehr auftre-
Inflexibilität konventioneller Kraftwerke und dem soge- ten. GP JOULE (2017); Ecofys/Fh-IWES (2014); vgl. auch
nannten Must-run-Sockel resultieren (Energy Brainpool ChemCoast (2013).
2014).
33 Die ergänzende Nutzung von Graustrom oder zertifizier-
29 Im Jahr 2016 (2017) gab es zwar 97 (146) Stunden mit tem EE-Strom aus Altanlagen würde die systemische
negativen Strompreisen; der höchste Anteil Erneuerbarer Klimabilanz synthetischer Brennstoffe deutlich verschlech-
Energien am Stromverbrauch lag allerdings bei 86 (88,6) tern (vgl. Ausführungen weiter unten).
Prozent (Agora Energiewende 2017a, 2018).
34 GP JOULE (2017); acatech et al. (2015); Michaelis et al. (2016).
30 acatech et al. (2015) ziehen die Anteile an fl
uktuierenden Nichtsdestotrotz werden im Stromsystem perspektivisch
Erneuerbaren Energien direkt aus acht existierenden hohe Leistungen an Flexibilitäten erforderlich. Inwieweit
Szenarien heran und berechnen für diese für ein einheitliches und unter welchen Bedingungen PtG-Anlagen hier eine
Wetterjahr (2008) mit einheitlicher Lastcharakteristik die Rolle spielen können – gegebenenfalls in Multi-Use-
jeweilige Anzahl an Stunden mit Überschussstrom. Ein euro- Anwendungen (BTU 2017) –, sollte noch weiter untersucht
päischer Stromaustausch wird dabei nicht berücksichtigt. werden.
17Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen
„Überschussstrom“ in Deutschland versus Volllaststunden der EE-Stromerzeugung Abbildung 4
Anzahl der Stunden pro Jahr
0 2.000 4.000 6.000 8.000
2025 (bis 40 % Wind & PV)
deutschland-
2030 (40 - 50 % Wind & PV) ~1.500 Stunden pro Jahr
-
weit*
„Über- 2035 (50 - 60 % Wind & PV)
schuss-
strom“
Schleswig-
bis 2025
Holstein**
.
Nordafrika – PV ***
Naher Osten – PV ***
Erneuerbare Nord-/Ostsee – Wind offshor e ~4.000 Stunden pro Jahr
Energien
Naher Osten – PV/Wind
(Volllaststunden)
Nordafrika – PV/Wind
Island – Geothermie/Wasserkraft
* Systembilanzüberschuss (negative Residuallast) abgeleitet aus Simulationsrechnungen ohne europäischen Strom-
austausch für acht Szenarien von acatech et al. (2015); zu den Anteilen an Windenergie und Photovoltaik kommen noch
Erneuerbare Energien aus Biomasse und Wasserkraft hinzu, um die EEG-Ausbauziele im jeweils angegebenen Zeitraum
zu erreichen.
** Maximale Abregelung aufgrund von Netzengpässen bis 2025 bei einem Windenergieausbau entsprechend der Ziele der
Landesregierung von Schleswig-Holstein. Nach Umsetzung der erwarteten Netzausbaumaßnahmen würden diese
Abregelungen allerdings nicht mehr auftreten. (ecofys/IWES 2014)
*** Nachgeführte Photovoltaik
Quelle: eigene Darstellung
Die Nutzung von Erneuerbare-Energien-Über- Für eine vollständige, umfassende Energiewende
schüssen allein ist noch keine ausreichende Dekar- müssen aber alle Sektoren dekarbonisiert werden. Die
bonisierungsstrategie. zentrale Annahme dieser Studie ist, dass die Produk-
tion synthetischer Brennstoffe nur im Zusammen-
Wenn erneuerbarer Strom mittels Sektorenkopplung hang mit zusätzlichen Investitionen in Erneuerba-
zur Dekarbonisierung von Wärme und Verkehr bei- re-Energien-Anlagen gedacht werden kann. Diese
tragen soll, muss dieser Strom zusätzlich erzeugt wer- Brennstoffe haben damit immer auch die entspre-
den. Andernfalls handelt es sich um eine reine Ver- chenden Vollkosten der benötigten Stromerzeugung
schiebung erneuerbar erzeugter Energie von einem aus Erneuerbaren Energien zu tragen.
Sektor in den anderen: Der im Wärme- oder Ver-
kehrssektor genutzte „Überschuss“ ginge dann einher Für die Erzeugung synthetischer Brennstoffe wer-
mit einem Erneuerbaren-Defizit im Stromsektor.35 den explizit für diesen Zweck Erneuerbare-Energi-
en-Anlagen gebaut werden müssen – entweder in
35 Fh-IWES/IBP (2017); Schill (2016); Öko-Institut et al. (2016); Deutschland (Offshore-Windkraft) oder beispiels-
acatech et al. (2015); Brunner et al. (2016).
18STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
weise in Nordafrika beziehungsweise im Nahen Die meisten Volllaststunden sind mit kombinierten
Osten (Onshore-Windkraft und/oder Photovoltaik). Geothermie-/Wasserkraft-Anlagen in Island möglich,
die beinahe das ganze Jahr über betrieben werden.
Abbildung 4 zeigt die Bandbreiten an jährlichen Voll-
laststunden, die mit Erneuerbare-Energien-Anla- Hinreichend viele Volllaststunden für den Anla-
gen in Deutschland und an Standorten im Ausland genbetrieb sind grundsätzlich in unterschiedlichen
erreicht werden können. Während nachgeführte Teilen der Welt durch Photovoltaik/Windkraft-Kom-
Photovoltaik in Nordafrika und im Nahen Osten mehr binationen erreichbar. Über den in dieser Analyse
als 2.000 Volllaststunden erreicht, können kombi- vertieft untersuchten Mittelmeerraum hinaus gibt es
nierte Photovoltaik-/Windenergieanlagen in die- zum Beispiel sehr gute Standorte in Brasilien, Pata-
sen Regionen rund 4.000 bis 5.000 Volllaststunden gonien oder Somalia.37 Neben der Transportentfer-
gewährleisten. In einem ähnlichen Bereich liegt mit nung nach Deutschland insgesamt stellt sich dabei für
3.500 bis 4.400 Volllaststunden die Offshore-Win- jeden Standort auch die Frage nach dem Zugang zu
denergie in der Nord- und Ostsee. Diese Anlagen Infrastruktur.
laufen also mehr als doppelt so viele Stunden, wie in
den nächsten 10 bis 15 Jahren an Stunden mit „Über-
schussstrom“ in Deutschland insgesamt oder lokal
in Schleswig-Holstein erwartet werden können.36
36 Zum Vergleich: Elektrolyseure werden in zwei aktuellen
Szenarien für das Jahr 2050 mit 3.457 beziehungsweise
4.131 Volllaststunden betrieben (Szenarien „Strom und
grünes Gas“ des FNB Gas (2017) sowie „90 offen“ von aca- 37 Fh-IWES (2017); für eine globale Übersichtskarte siehe
tech et al. (2017)). Fasihi et al. (2016).
Synthetisches Methan und Öl kosten anfänglich in Europa etwa 20 bis 30 Cent pro Kilowattstunde.
3 Diese Kosten können bis 2050 auf etwa 10 Cent je Kilowattstunde sinken, wenn die global
installierte PtG-/PtL-Kapazität auf etwa 100 Gigawatt steigt.
Die Herstellung von synthetischem Methan und Öl anlagen in Nord- und Ostsee. Damit würden synthe-
in Europa kostet anfänglich etwa 20 bis 30 Cent pro tisches Methan und Öl bei heute geplanten Anlagen
Kilowattstunde. etwa 20 bis 30 Cent pro Kilowattstunde (vgl. Abbil-
dung 3) kosten. Würde man diese Anlagen schon heute
Wenn heute neue Power-to-Gas- oder Power-to- mit Photovoltaik und Photovoltaik/Windkraft-Kom-
Liquid-Anlagen mit einem Realisierungszeitraum von binationen in Nordafrika und im Nahen Osten an
drei bis vier Jahren errichtet werden, so sind diese im Standorten mit einer hohen Strahlungsintensität und/
Jahr 2022 am Netz. Solche Investitionsentscheidun- oder einem hohen Windaufkommen errichten, lägen
gen zu einem frühen Zeitpunkt der Technologie fallen die Kosten rund 40 Prozent niedriger.38 Viel günstiger
in die Kategorie der Pilot- und Demonstrationsanla-
gen im Rahmen eines Markteinführungsprogramms
38 Wobei hier unterstellt wird, dass für Anlagen in Nordafrika
und dürften primär in Europa stattfinden – das heißt und im Nahen Osten die gleichen Kapitalkosten gelten wie
auf der Basis von Strom von Offshore-Windenergie- für Anlagen in Europa. Da bisher keine konkreten Projekte
19Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen
Kosten von synthetischem Methan und synthetischen Flüssigkraftstoffen
(ohne Netzentgelte und Vertriebskosten) in Cent2017 je Kilowattstunde Endprodukt Abbildung 5
ct/kWh Bandbreite Referenz Erdgas Superbenzin
35
Nord-/Ostsee*
Nordafrika/Naher Osten**
30
Island***
25
24
20 19
18
15 14
13
11 11
10 10
9
5
0
2022 2030 2050
Hinweise: Die Preisentwicklungen bei Erdgas und Superbenzin sind angelehnt an Mittelwerte aus Weltbank- und IEA-Szenarien. Mögliche
weitere Kostensenkungen bei PtG-/PtL ergeben sich aus der Entwicklung von Photovoltaik und gegebenenfalls Batteriespeichern zur Er-
höhung der Volllaststunden sowie besonders großen Elektrolyseanlagen. Mögliche Kostensteigerungen können aus höheren Kapitalkosten
aufgrund von höheren Länderrisiken resultieren.
* Offshore-Windenergie,
** Photovoltaik- und Photovoltaik/Windenergie-Systeme,
*** Geothermie/Wasserkraft (begrenztes Potenzial von insgesamt 50 Terawattstunden)
Hinweis: 10 Cent je Kilowattstunde entsprechen etwa 90 Cent je Liter bei flüssigem Kraftstoff.
eigene Berechnungen auf Basis von Frontier Economics (2018) mit gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten von sechs Prozent
(Werte gerundet)
werden die Brennstoffe nur, wenn man sie auf Basis Das Potenzial der Erzeugung synthetischer Brenn-
von Geothermie und Wasserkraft in Island erzeugt. stoffe in Island ist allerdings auf insgesamt 50 Tera-
Dann sind auch 2022 schon etwa zehn Cent je Kilo- wattstunden beschränkt.
wattstunde möglich. Grund hierfür sind die ver-
gleichsweise niedrigen Stromerzeugungskosten und Die Kosten können bis 2030 auf etwa 15 Cent je
eine hohe Auslastung der Umwandlungstechnologien. Kilowattstunde und bis 2050 auf etwa 10 Cent je
Kilowattstunde sinken.
mit dem Ziel eines PtG-Methan- oder PtL-Exports nach
Deutschland bekannt sind (vgl. Reuters 2017), sind dies eher Die Kosten synthetischer Brennstoffe können im
theoretische Werte. betrachteten Zeitraum deutlich sinken. Dies liegt in
20STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
erster Linie an den angenommenen Degressionen der mit Photovoltaik/Windenergie-Kombination im
Investitionskosten für EE-Erzeugungsanlagen und Referenzfall 2050 nicht bei 11 Cent je Kilowattstunde,
Umwandlungsanlagen aufgrund der Lerneffekte, die sondern bei etwa 15 Cent je Kilowattstunde – und
bei einer kontinuierlichen globalen Marktsteigerung damit über dem mittleren Wert für die Herstellung
entstehen. Zusätzlich sind Kostensenkungen dadurch synthetischer Brennstoffe in Europa auf der Basis von
zu erwarten, dass die Wirkungsgrade der Wasser- Offshore-Windenergie mit Kapitalkosten von sechs
stoffelektrolyse über die Zeit ansteigen. Prozent.40
Mittelfristig, aber auch langfristig ist der Import Die avisierten Kostensenkungen können erreicht
synthetischer Brennstoffe aus allen betrachteten werden, wenn die global installierte PtG-/PtL-
Exportregionen mit geringeren Kosten verbun- Kapazität auf etwa 100 Gigawatt steigt – was erheb-
den als die Erzeugung solcher Brennstoffe auf Basis liche frühzeitige und kontinuierliche Investitionen
von Offshore-Windenergie in Deutschland. Aller- in Elektrolyseure und CO2-Absorber erfordert.
dings nähern sich die Kosten deutlich an. Wie groß
der potenzielle Kostenvorteil durch Importe ist, hängt Die wichtigsten Einflussgrößen für die zukünftigen
maßgeblich davon ab, wie sich die Investitionskos- Kosten synthetischer Brennstoffe sind die Stromer-
ten für Offshore-Windenergie entwickeln und wel- zeugungskosten und die Auslastung sowie die Inves-
che Volllaststunden an den einzelnen Standorten titionskosten der Umwandlungsanlagen. Weniger
erreicht werden können.39 Hinzu kommen mögliche relevant sind dagegen Transportkosten, was insbe-
Unterschiede bei den Kapitalkosten: Während den sondere im Fall der Flüssigkraftstoffe gilt.
hier angestellten Rechnungen der Einfachheit hal- Während die Investitionen in Erneuerbare Ener-
ber gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten von gien weltweit zunehmen41, womit ein weiteres Sin-
pauschal sechs Prozent zugrunde liegen, kommen in ken der Kosten für Solar- und Windenergie absehbar
der Realität in den möglichen Exportländern länder- ist, sind ähnlich große Investitionen in Power-to-
spezifische Risikoschläge aufgrund politischer oder Gas- und Power-to-Liquid-Anlagen überhaupt noch
regulatorischer Instabilität hinzu, welche die Kos- nicht absehbar. Zur Realisierung von Skalen- und
ten importierter synthetischer Brennstoffe potenziell Lerneffekten zur Kostensenkung42 sind aber auch in
noch erhöhen. So lägen bei Kapitalkosten von zwölf diesen Bereichen erhebliche Investitionen notwen-
Prozent die Kosten von Power-to-Gas aus Nordafrika dig. Um zukünftig die in dieser Studie unterstellten
Kostenreduktionen zu erzielen, bedarf es der welt-
39 Auf der Importseite kommen weitere absehbare
Kostensenkungen bei Photovoltaik und gegebenenfalls 40 Die angenommenen Kapitalkosten sind entscheidend für die
Batteriespeichern zur Erhöhung der Volllaststunden hinzu, Wirtschaftlichkeitsannahmen. Sie können im Excel-Tool
die zum Zeitpunkt der Erstellung dieser Analyse nicht mehr auf der Agora-Website angepasst werden. Ondraczek et al.
berücksichtigt werden konnten. Ähnlich verhält es sich (2015) ermitteln gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten
mit dem möglichen kostensenkenden Einfluss beson- von 11,8 Prozent für Marokko, 10,5 Prozent für Algerien
ders großer Elektrolyseanlagen. Während die vorliegende und 8,6 Prozent für Saudi-Arabien. In der Praxis las-
Analyse spezifische Investitionskosten von rund 660 bis sen sich Kapitalkosten mithilfe staatlicher Bürgschaften
770 Euro pro Kilowatt für 2020 annimmt, sind für beson- senken (Temperton 2016) – wie zum Beispiel Hermes-
ders große Anlagen im Bereich von 100 Megawatt und Bürgschaften. Aktuelle Analysen zum Import synthetischer
größer auch heute schon Investitionskosten von etwa Brennstoffe nehmen in der Regel weniger als acht Prozent
400 bis 500 Euro pro Kilowatt erreichbar (DLR et al. 2014; Kapitalkosten an, so zum Beispiel zwei Prozent und sieben
IEA 2017a). Überwiegt bei einer 5-Megawatt-Anlage Prozent (MWV et al. 2017) oder vier Prozent (dena 2017b).
noch der Anteil der sonstigen (Nicht-Elektrolysestack-)
41 IRENA (2016)
Kosten mit 58 Prozent, so verringert sich dieser bei einer
100-Megawatt-Anlage auf 23 Prozent (DLR et al. 2014). 42 Schmidt et al. (2017a)
21Agora Verkehrswende und Agora Energiewende | Schlussfolgerungen
Installierte Leistung an PtG-/PtL-Elektrolyseuren in Szenarien für Deutschland
und weltweit benötigte Elektrolyseurs-Leistung zur Kostensenkung in Gigawatt Abbildung 6
GW Deutschland Die Welt
400
INES et al. (2017)
300
benötigt zur
FNB Gas (2017) Kostensenkung
bei Elektrolyseuren
200
ZSW et al. (2017)
100 100 GW *
acatech et al. (2017b)
Öko-Institut et al. (2015)
ZSW et al. (2017) acatech et al. (2017b)
0
2020 2030 2040 2050 globaler Bestand
heute: ~ 20 GW
Deutschland-Szenarien: acatech et al (2017b): „90 offen“ mit Treibhausgasminderung bis 2050 um 90 Prozent gegenüber 1990 und keinerlei
Importen von Brennstoffen; FNB Gas (2017): „Strom und Grünes Gas“ mit Treibhausgasminderung bis 2050 um 95 Prozent gegenüber 1990
und vollständigem Import von flüssigen synthetischen Kraftstoffen; INES et al. (2017): „Optimiertes System“ mit vollständiger Treibhausgasneu-
tralität und ohne Energieimporte oder -exporte im Jahr 2050; Öko-Institut et al. (2015): „Klimaschutzszenario-95“ mit Treibhausgasminderung
bis 2050 um 95 Prozent gegenüber 1990 und 143 Terawattstunden importierten synthetischen Brennstoffen; ZSW et al. (2017): „DE_95 % max“
*e
igene Berechnungen auf Basis des optimistischen Kostenpfades von Frontier Economics (2018); Ausgangswert 2014:
0,03 Gigawatt Power-to-Gas-Anlagen in Deutschland; Lernrate: 13 Prozent (FENES et al. 2014)
eigene Darstellung
weiten Installation von Elektrolyseursleistung in 35 Gigawatt Elektrolyseuren 2030 den Beginn einer
der Größenordnung von 100 Gigawatt (Abbildung 6). neuen Phase der Energiewende sehen.44
Zum Vergleich: Für Deutschland kommen acatech et
al. (2017b) in einem Szenario mit 90 Prozent Treib- Der zur Kostensenkung benötigte Anstieg auf rund
hausgasreduktion gegenüber 1990 im Jahr 2050 mit 100 Gigawatt Elektrolyseursleistung weltweit ent-
etwa 108 Gigawatt Elektrolyseuren aus, wohinge- spricht etwa einer Verfünffachung gegenüber der
gen das Szenario „Optimiertes System“ mit vollstän- heute weltweit installierten Leistung von etwa 20
diger Treibhausgasneutralität von INES et al. (2017) Gigawatt45. Die damit verbundenen Investitionskos-
etwa 350 Gigawatt Leistung aus Elektrolyseuren ten für Elektrolyseure liegen in einer Größenordnung
impliziert. Für das Jahr 2030 erwarten viele Szena-
rien für Deutschland noch keine größere PtG-Was- 44 Siehe auch ZSW et al. (2017) mit einem Bedarf von 5 bis 10
serstoff-Nutzung43, während acatech et al. (2017b) Gigawatt im Jahr 2030 sowie dena (2017a) mit einem Bedarf
in der großskaligen Wasserstoffherstellung mit etwa von etwa 40 Terawattstunden.
45 Hierbei handelt es sich überwiegend um alkalische
43 Siehe AEE (2016) Elektrolyseure.
22STUDIE | Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe
von 10 bis 100 Milliarden Euro bis 2050. Die große absehbar keinen signifikanten Beitrag dazu leisten.
Bandbreite verdeutlicht die mit der Technologieent- Denn die Kostensenkungen ergeben sich in erster
wicklung heute noch verbundenen großen Unsicher- Linie aus der größer werdenden kumulierten Leis-
heiten.46 Zu den Kosten der Elektrolyseure kommen tung der weltweit produzierten Elektrolyseure.
die Investitionskosten für Methanisierungs- und
Power-to-Liquid-Anlagen hinzu. Für eine Metha- Die avisierten Investitionen und damit verbunde-
nisierung beziehungsweise Power-to-Liquid-Her- nen Kostensenkungen bei synthetischen Brennstof-
stellung mit nachhaltiger CO2-Quelle muss außerdem fen sind ohne politische Intervention oder eine hohe
die CO2-Abscheidung aus der Luft zur Marktreife CO2-Bepreisung nicht zu erwarten, denn die Her-
gebracht werden.47 Angesichts des frühen Pilotanla- stellungskosten für synthetische Brennstoffe sind
gen-Stadiums sind die hier zugrunde gelegten Kos- dauerhaft höher als die Förderkosten ihrer fossilen
tenannahmen für diese Technologie mit den größten Alternativen.
Unsicherheiten behaftet. Insgesamt ist das Erreichen
der benötigten Kostensenkungen eine internatio- Power-to-Gas und Power-to-Liquid sind Dekarbo-
nale 100-Gigawatt-Herausforderung. Neben den hier nisierungstechnologien für die Bereiche, in denen
betrachteten technischen und finanziellen Dimensi- flüssige oder gasförmige Brennstoffe gegenüber einer
onen spielen für die Größe der Herausforderung vor Nutzung von erneuerbarem Strom überlegen sind. Im
allem politische Aspekte eine Rolle, die in den folgen- Gegensatz zu Strom aus Windenergie- und Photovol-
den Abschnitten beschrieben werden. taikanlagen, der jetzt schon in vielen Gegenden der
Welt günstiger ist als Strom aus fossilen Kraftwerken,
Kleinere und dezentralere48 Ansätze zur Erzeugung werden PtL und PtG trotz der möglichen Kostensen-
synthetischer Brennstoffe in Deutschland stehen kungen jedoch ohne entsprechende politische Rah-
nicht im Mittelpunkt dieser Analyse. Sie dürften menbedingungen voraussichtlich nie günstiger sein
mittel- bis langfristig von Kostensenkungen bei den als Erdöl und Erdgas, wie Abbildung 5 anhand von
Umwandlungstechnologien profitieren, werden aber gemittelten Weltbank- und IEA-Preisszenarien zeigt.
Der Grund: Es gibt nach wie vor große Erdöl- und
Erdgasvorräte, die zu niedrigen Kosten gefördert wer-
46 Die Bandbreite an Entwicklungspfaden und Kosten kommt
unter anderem deswegen zustande, weil unterschiedliche den können. Steigt die globale Nachfrage an Erdöl und
Lernraten auf unterschiedliche Ausgangswerte bezogen Erdgas nicht mehr an, sondern sinkt sogar im Zuge
werden. Während in der deutschen Diskussion typi- der weltweiten Elektrifizierung mit Windenergie-
scherweise die noch sehr geringe Zahl der in Deutschland und Photovoltaikanlagen, dann ist auch nicht mehr zu
installierten PtG-Elektrolyse-Anlagen als Ausgangswert
erwarten, dass Erdöl und Erdgas knapp werden.
herangezogen wird (< 0,1 Gigawatt), vergleichen Schmidt et
al. (2017b) globale Lernkurven und nutzen als Ausgangswert
den globalen Bestand an Elektrolyseuren (~ 20 Gigawatt). Power-to-Gas und Power-to-Liquid werden daher
Fraglich ist außerdem, inwieweit eine aus historischen nur dann breitflächig zum Einsatz kommen, wenn
Daten zur alkalischen Elektrolyse gewonnene Lernrate auch politische Maßnahmen dafür sorgen. Dies kann
auf neuere Technologien wie die PEM-Elektrolyse (vgl.
entweder über eine Bepreisung des CO2-Ausstoßes
Schmidt 2017a) oder gegebenenfalls zukünftig auch mem-
branlose Elektrolyseure (Esposito 2017) angewandt werden durch die Nutzung von Erdöl und Erdgas entspre-
kann. chend den tatsächlichen Schadenskosten erfolgen –
47 Vgl. Abschnitt 4. das heißt derzeit etwa 80 bis 100 Euro pro Tonne
CO2 – oder über andere Instrumente, wie etwa über
48 Dieser unscharfe Begriff kann sich auf sehr unterschiedli-
che Größenordnungen beziehen und damit tendenziell bis
Vorgaben zur Beimischung49 oder über Marktein-
hin zu sehr kleinen PtG-Anlagen für Einfamilienhäuser
reichen (Energiezukunft 2015; vgl. dena 2016). 49 Vgl. Kapitel 7.2 „Beimischung und Verteilung“.
23Sie können auch lesen
