Was Erdgas wirklich kostet: Roadmap für den fossilen Gasausstieg im Wärmesektor - Forum Ökologisch-Soziale ...
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STUDIE 06/2021 HINTERGRUNDPAPIER / STU- DIE Was Erdgas wirklich kostet: Roadmap für den fossilen Gasausstieg im Wärmesektor von Isabel Schrems, Florian Zerzawy, Sunna Hügemann im Auftrag von und Peter Wieland Juni 2021
Was Erdgas wirklich kostet • Seite 2 von 35 Inhalt In dieser Studie werden die Klimakosten des im Ge- 2030 genügend erneuerbare Wärme erzeugt werden bäudesektor verbrauchten Erdgases quantifiziert – in- kann, um kurzfristig den Ausstieg aus der Nutzung von klusive der Methanleckagen in den Lieferketten. Es Erdgas einzuleiten. wird dargestellt, dass die Klimakosten von Erdgas bis- Wie der fossile Gasausstieg im Gebäudesektor konkret her nur unzureichend eingepreist sind. Im zweiten Teil gelingen kann, wird anhand einer Roadmap dargestellt. der Studie wird auf das technische Potenzial erneuer- Die Roadmap sieht einen Mix aus Preisinstrumenten barer Wärme im Gebäudesektor eingegangen. Dabei und Ordnungs- und Planungsrecht vor und kann bis werden die Vor- und Nachteile der Nutzung von Solar- spätestens 2026 umgesetzt werden. thermie, Biomasse, Geothermie und Umweltwärme und der Abwärme der Industrie diskutiert. Es soll auf- gezeigt werden, dass in Deutschland bereits im Jahr Herausgeber Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) Schwedenstraße 15a 13357 Berlin Tel +49 (0) 30 76 23 991 – 30 Fax +49 (0) 30 76 23 991 – 59 www.foes.de - foes@foes.de im Auftrag der EWS Elektrizitätswerke Schönau eG Über das FÖS Das Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. durchgeführt, konkrete Konzepte entwickelt und (FÖS) ist ein überparteilicher und unabhängiger politi- durch Konferenzen, Hintergrundgespräche und Bei- scher Think Tank. Wir setzen uns seit 1994 für eine Wei- träge in die Debatte um eine moderne Umweltpolitik terentwicklung der sozialen Marktwirtschaft zu einer eingebracht. Das FÖS setzt sich für eine kontinuierli- ökologisch-sozialen Marktwirtschaft ein und sind ge- che ökologische Finanzreform ein, die die ökologische genüber Entscheidungsträger*innen und Multiplika- Zukunftsfähigkeit ebenso nachhaltig verbessert wie tor*innen Anstoßgeber wie Konsensstifter. Zu diesem die Wirtschaftskraft. Zweck werden eigene Forschungsvorhaben Bildnachweise Foto Titelseite: Tolgart – iStock Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget Germany
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Was Erdgas wirklich kostet
Inhaltsverzeichnis
1 Hintergrund und Ziel der Studie ................................................................................................................................. 6
2 Klimakosten von Erdgas im Gebäudesektor............................................................................................................. 6
2.1 Klimakosten der Erdgasnutzung ............................................................................................................................................. 6
2.1.1 CO2-Emissionen ......................................................................................................................................................................... 7
2.1.2 Methanemissionen ................................................................................................................................................................... 8
2.1.3 Klimaschadenskosten .............................................................................................................................................................. 9
2.2 Internalisierte Kosten ................................................................................................................................................................. 10
2.3 Internalisierungslücke ................................................................................................................................................................ 10
3 Technisches Potenzial erneuerbarer Wärme ......................................................................................................... 12
3.1 Solarthermie .................................................................................................................................................................................... 12
3.2 Biomasse ........................................................................................................................................................................................... 14
3.3 Geothermie und Umweltwärme ............................................................................................................................................. 15
3.3.1 Oberflächennahe Geothermie ........................................................................................................................................... 15
3.3.2 Umweltwärme ............................................................................................................................................................................ 17
3.3.3 Tiefengeothermie ..................................................................................................................................................................... 17
3.4 Abwärme aus der Industrie ....................................................................................................................................................... 18
3.5 Zwischenfazit: Gesamtpotenzial von 1.228 bis 2.183 TWh jährlich ........................................................................... 18
4 Roadmap zum fossilen Gasausstieg im Gebäudesektor ..................................................................................... 20
4.1 Preisinstrumente ......................................................................................................................................................................... 20
4.1.1 Weiterentwicklung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) ........................................................ 20
4.1.2 Bepreisung der Methanemissionen von Erdgas ......................................................................................................... 21
4.1.3 Novellierung der Förderungen für KWK-Anlagen.................................................................................................... 22
4.1.4 Einführung von Austauschprämien für Gasheizungen ........................................................................................... 23
4.1.5 Gezielte Förderungen für Sanierungen mit hohen Effizienz-Standards ......................................................... 23
4.1.6 Ausbau der Förderung für effiziente Wärmenetze ................................................................................................... 24
4.2 Ordnungsrechtliche Instrumente ......................................................................................................................................... 24
4.2.1 Anhebung der Energieeffizienzvorgaben für Gebäude ......................................................................................... 24
4.2.2 Mindestnutzungspflichten für erneuerbare Wärme – auch im Gebäudebestand ...................................... 25
4.2.3 Einbauverbot für Gasheizungen ....................................................................................................................................... 25
4.2.4 Nachschärfen der Austauschpflicht für Gasheizungen .......................................................................................... 26
4.3 Planerische Instrumente ........................................................................................................................................................... 26
4.3.1 Ausstieg aus dem weiteren Ausbau der Erdgas-Infrastruktur ............................................................................. 26
4.3.2 Entwicklung und Neubau von kalten Wärmenetzen ............................................................................................... 27
4.3.3 Verpflichtung zur Erstellung kommunaler Wärmepläne ....................................................................................... 27
4.4 Zusammenfassung und Fazit .................................................................................................................................................. 28
Literaturverzeichnis ........................................................................................................................................................... 29
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Zusammenfassung der Ergebnisse
Um die Klimaziele im Einklang mit dem Pariser-Kli- Abbildung 1: Klimakosten durch die Nutzung von
maabkommen zu erreichen, müssen fossile Energie- Erdgas im Gebäudesektor im Jahr
träger in allen Sektoren durch erneuerbare Energie- 2021 in Mrd. Euro
träger ersetzt werden. Die Notwendigkeit einer
schnellstmöglichen Dekarbonisierung des Energie-
systems ist angesichts der Klima-Entscheidung des
Bundesverfassungsgerichts Ende April 2021 noch
einmal deutlich gestiegen. Während es für die Kohle
bereits einen konkreten Ausstiegspfad gibt, ist das
Ende des Einsatzes von klimaschädlichem Erdgas
bisher noch nicht abzusehen. 0 10 20
Klimakosten im Jahr 2021 in Mrd. Euro
Der Gebäudesektor ist angesichts seiner bisherigen
CO2 CH4-Minimum CH4-Spannbreite
Zielverfehlung dabei eine der größten Herausforde-
rungen. Er ist mit 16% für einen bedeutenden Teil der
Quelle: eigene Berechnungen auf Grundlage von (UBA 2020a).
deutschen Treibhausgas-Emissionen verantwort-
lich. Über 60% der Treibhausgas-Emissionen im Ge-
▪ Mit dem Brennstoffemissionshandelsgesetz
bäudesektor gehen auf die Erzeugung von Wärme
(BEHG) ist zwar ein erster Schritt zur Internalisie-
auf Basis von Erdgas zurück.
rung der Klimakosten von Erdgas gemacht. Um
In dieser Studie werden zunächst die gesamten Kli- die Klimaschäden vollständig einzupreisen, muss
maschadenskosten des im Gebäudesektor ver- der Preis aber deutlich stärker steigen und bis
brauchten Erdgases quantifiziert. Neben den CO2- 2030 einen Preis in Höhe von 215 Euro pro
Emissionen, die in Deutschland bei der Verbrennung Tonne CO2 erreichen.
von Erdgas entstehen, werden auch Methanemissio-
▪ Über das BEHG und die Energiesteuer sind bis-
nen aus Förderung, Transport und Einsatz von Erd-
her nur Klimakosten in Höhe von ca. 1,1 bis 1,3
gas berücksichtigt. Anschließend wird das Potenzial
ct/kWh eingepreist. Knapp 75% der Klimascha-
klimafreundlicher Wärmeoptionen zur Substitu-
denskosten sind derzeit noch nicht berücksich-
tion von Erdgas abgeschätzt und Maßnahmen dar-
tigt.
gestellt, mit denen der Ausstieg aus der fossilen
Wärme bis 2030 gelingen kann. ▪ Der Preis von Erdgas inklusive nicht-internalisier-
ter Klimakosten läge daher etwa 50% (bzw. 3 bis
Die zentralen Ergebnisse: 3,5 ct/kWh) über dem aktuellen Gaspreis.
▪ Insgesamt entstehen durch die Verwendung von ▪ Die bisher nicht-internalisierten Klimakosten
Erdgas im Wärmesektor in Deutschland jährliche durch die Nutzung von Erdgas im Gebäudesek-
Treibhausgas (THG)-Emissionen in Höhe von tor betragen zwischen 13 und 15,2 Mrd. Euro für
91,5 bis 107,2 Mio. Tonnen CO2-Äquivalenten – das Jahr 2021 – knapp dreimal mehr als die Mittel,
wovon 87,1 Tonnen verbrennungsbedingt aus die zur Förderung der Energieeffizienz und er-
CO2-Emissionen stammen und rund 4,4 bis 20 neuerbaren Energien im Gebäudebereich im
Mio. Tonnen aus Methanleckagen entweichen. Bundeshaushalt 2021 eingeplant sind.
Zum Vergleich: die gesamten CO2-Emissionen ▪ Je nach verwendeten Szenarien wird das techni-
des Landes Berlin betrugen im Jahr 2019 etwa 17 sche Potenzial für Wärme aus Solarthermie, Bi-
Mio. t CO2. omasse, Geothermie, Umweltwärme und Ab-
▪ Im Jahr 2021 belaufen sich die durch die Nutzung wärme aus der Industrie1 im Jahr 2030 mit 1.403
von Erdgas im Gebäudesektor entstehenden Kli- bis 2.183 TWh beziffert. Es ist damit fast doppelt
makosten auf rund 18 bis 21 Mrd. Euro. Zwischen so hoch wie der heutige Endenergieverbrauch im
rund 0,9 und 4 Mrd. Euro der Klimakosten ent- Wärmesektor.
stehen durch das besonders klimawirksame frei-
werdende Methan (siehe Abbildung 1).
1
Grundsätzlich ist industrielle und gewerbliche Ab- Trotzdem kann ihre Nutzung einen wichtigen Bei-
wärme keine Form der erneuerbaren Wärme. trag zur Dekarbonisierung des Gebäudesektors
leisten.
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▪ Damit ist es sehr wahrscheinlich, dass in Deutsch-
land bis Ende des Jahrzehnts genügend erneu-
erbare Wärme für den Gebäudebereich erzeugt
werden kann, so dass ein Ausstieg aus der Nut-
zung aller fossilen Energieträger, inklusive Erdgas,
machbar ist.
Abbildung 2: Roadmap zum fossilen Gasausstieg im Gebäudesektor
Quelle: eigene Darstellung
Abbildung 2 zeigt das Maßnahmenpaket, um den Förderungen von erneuerbarer Wärme in
Erdgasausstieg im Gebäudesektor kurzfristig ein- KWK-Anlagen eingeführt werden. Bisher ist die
zuleiten. Entscheidend dabei ist ein Mix aus Preisin- Förderung bei Umstellung von Kohle auf Gas
strumenten, ordnungsrechtlichen und planerischen deutlich höher als bei Umstellung auf erneuer-
Instrumenten: bare Wärme.
▪ Der Ausstieg aus der Nutzung von Erdgas zu ▪ Erdgasheizungen dürfen nicht mehr gefördert
Wärmezwecken sollte sofort durch eine höhere werden, auch nicht in Kombination mit erneuer-
CO2-Bepreisung, insbesondere über das BEHG, baren Energien. Die bestehenden Subventionen
angereizt werden. Notwendig wäre ein anstei- führen zu einem weiteren Technologie-Lock-In
gender Preispfad, der spätestens im Jahr 2030 für die nächsten 15 bis 20 Jahre.
die Höhe der Klimaschadenkosten (215 Euro/t ▪ Stattdessen sind weitere gezielte Förderungen
CO2) erreicht. wie Austauschprämien für Gasheizungen, Sa-
▪ Zudem sollte die Bepreisung der Methanemissi- nierungen mit hohen Effizienz-Standards so-
onen von Erdgasgewinnung und -transport wie eine Förderung für effiziente Wärmenetze
vorgenommen und die Erfassung von Metha- mit geringen Vorlauftemperaturen notwendig.
nemissionen verbessert werden. In der Methan- ▪ Spätestens bei der Überprüfung des Gebäu-
strategie der EU sind dafür bereits Rechtsvor- deenergiegesetz (GEG) im Jahr 2023 sollten au-
schriften vorgesehen, die noch in die Praxis um- ßerdem die Effizienzvorgaben für alle Gebäude
gesetzt werden müssen. deutlich verschärft und eine Austauschpflicht so-
▪ Für eine erfolgreiche Wärmewende muss zudem wie das Einbauverbot für Gasheizungen ab
das bestehende Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 2026 festgelegt werden.
(KWKG) reformiert werden und müssen direkte
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sensibilisieren. Zum anderen soll mit der Roadmap dar-
gelegt werden, welche Instrumente für eine schnelle
1 Hintergrund und Ziel der Studie
Umsetzung des fossilen Gasausstiegs in Deutschland
Bis 2030 sollen die Treibhausgasemissionen gegen- besonders relevant sind.
über 1990 in Deutschland um 65% gemindert werden,
2045 soll Klimaneutralität erreicht werden (Bundesre-
gierung 2021). Um die Klimaziele zu erreichen, müssen 2 Klimakosten von Erdgas im
fossile Energieträger in allen Sektoren schnell durch Gebäudesektor
erneuerbare Energieträger ersetzt werden. Während
Unter externen Kosten bzw. Externalitäten werden in
es für die Kohle bereits einen konkreten Ausstiegspfad
der Umweltpolitik Kosten verstanden, die nicht von
gibt, wird die Energieerzeugung auf Basis von Erdgas
den Verursachern selbst getragen werden, sondern bei
momentan noch als „Brückentechnologie“ dargestellt.
der Gesellschaft oder Dritten anfallen. Die externen
Es ist jedoch klimapolitisch kurzsichtig, wegfallende
Kosten der Erdgasnutzung sind einerseits die Folge-
Kohlekraftwerke durch einen stärkeren Einsatz von
kosten des Klimawandels, welcher durch die Nutzung
Erdgas zu ersetzen. Der Ausstieg aus der Wärmever-
fossiler Energieträger wie Erdgas verstärkt wird, da
sorgung mit fossilem Gas wird ebenfalls nötig. Abge-
dadurch klimaschädliche Emissionen wie CO2 oder
sehen von vereinzelten politischen Diskussionen ist
CH4 entstehen. Andererseits werden bei der Verbren-
dieser bisher jedoch noch nicht abzusehen. Dabei wer-
nung fossiler Energieträger auch weitere Luftschad-
den mit der Novelle des Klimaschutzgesetzes auch die
stoffe frei, welche Gesundheitsschäden hervorrufen
Sektorziele für den Gebäudebereich verschärft. 2030
können. Im Folgenden werden die externen Kosten
dürfen nur noch 67 Mio. t CO2äq ausgestoßen werden,
durch Luftschadstoffe jedoch nicht näher betrachtet.
d.h. die Emissionen müssen sich gegenüber heute fast
Es wird ausschließlich auf die Klimakosten der Erdgas-
halbieren.
nutzung im Gebäudesektor eingegangen.
In dieser Studie werden die Klimakosten des im Ge-
Erdgas besteht zu einem Großteil aus dem Gas Methan
bäudesektor verbrauchten Erdgases in Kapitel 2
(CH4), welches eine sehr hohe Klimawirkung aufweist.
quantifiziert. Es wird dargestellt, dass diese Kosten von
Um die Klimakosten von Erdgas zu bestimmen, müs-
Erdgas bisher nur unzureichend eingepreist sind. Ne-
sen neben den CO2-Emissionen, welche bei der Ver-
ben den CO2-Emissionen, die in Deutschland bei der
brennung von Erdgas entstehen, auch die CH4-Emissi-
Verbrennung von Erdgas entstehen, rückt zunehmend
onen berücksichtigt werden, die bei Förderung, Trans-
auch die Frage von Methanemissionen bei Förderung,
port und Lagerung freigesetzt werden.
Transport und Einsatz von Erdgas in den Fokus. Neu-
este Daten zeigen, dass die Klimaschädlichkeit von z.B.
Fracking-Erdgas dadurch sogar höher ist als die der 2.1 Klimakosten der Erdgasnutzung
Braunkohle (EnergyWatchGroup 2019). Diese soge-
nannten Methanleckagen werden politisch bisher un- Das Umweltbundesamt (UBA) berechnet in seiner Me-
zureichend adressiert. thodenkonvention zur Schätzung von Umweltkosten
In Kapitel 3 der Studie wird auf das technische Poten- regelmäßig den Umfang der externen Kosten. Im Jahr
2012 ging das UBA noch von externen Klimakosten in
zial klimafreundlicher Wärmeoptionen im Gebäude-
Höhe von 80 Euro2010/tCO2äq aus (UBA 2012). Dieser
sektor eingegangen. Dabei werden die Vor- und Nach-
teile der Nutzung von Solarthermie, Biomasse, Ge- Wert wurde in der Zwischenzeit aufgrund neuerer For-
othermie und Umweltwärme und der Abwärme der In- schungsergebnisse zum fortschreitenden Klimawan-
del deutlich nach oben korrigiert. So rechnet das UBA
dustrie diskutiert. Es wird gezeigt, dass in Deutschland
in der Methodenkonvention 3.1 (UBA 2020a) mit Kli-
genügend erneuerbare Wärme erzeugt werden kann,
um aus der Nutzung von Erdgas zur Wärmeerzeugung makosten von 195 Euro2020/tCO2äq, die im Zeitverlauf
auszusteigen. ansteigen (siehe Abbildung 3).
Wie der fossile Gasausstieg im Gebäudesektor konkret
gelingen kann, zeigt eine Roadmap in Kapitel 4. Sie
sieht einen Mix aus Preisinstrumenten, ordnungs-
rechtlichen und planungsrechtlichen Instrumenten
vor, welche alle bis spätestens 2026 umgesetzt werden
können.
Das Ziel der Studie ist zum einen ein Verständnis für die
tatsächlichen Klimakosten der Erdgasnutzung im Ge-
bäudesektor – inklusive der bisher wenig beachteten
Methanleckagen in den Vorketten - zu schaffen und
dadurch für die hohe Klimabelastung von Erdgas zu
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Abbildung 3: Klimakosten in Euro2020/tCO2äq Deutschland jährlich verbrennungsbedingt etwa
76,2 Mio. t CO2.4
300
Rund 6,6% der Wohngebäude in Deutschland (ent-
250 spricht 1,2 Mio. Wohngebäude) werden zudem mit
200 Fernwärme versorgt (BDEW 2019). In den Jahren 2010
bis 2019 wurden jährlich durchschnittlich rund 212 PJ
150
an Erdgas für die Erzeugung von Fernwärme in Heiz-
100 kraftwerken und Fernheizwerken eingesetzt (BMWi
50 2021a). Insgesamt stammen rund 72% der Fernwärme
aus biogen und fossil betriebenen Kraft-Wärme-
0
Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) (Prognos AG u. a.
2020 2030 2050
2019).
Quelle : (UBA 2020a) Zur Bestimmung der Emissionsfaktoren bei KWK-An-
lagen hat sich bisher kein Standardverfahren heraus-
2.1.1 CO2-Emissionen gebildet. Das UBA untersuchte in einer Studie beispiel-
haft für die Jahre 2000 und 2005 die Emissionsfakto-
120 Mio. Tonnen, d.h. etwa 16% der deutschen Treib- ren der Bereitstellung von Fernwärme in Deutschland
hausgasemissionen, stammten im Jahr 2020 aus dem anhand verschiedener Methoden (UBA 2008). Eine
Gebäudesektor (BMU 2021). Davon gehen über 60% der verwendeten Methoden stellt die Wirkungsgrad-
auf die Erzeugung von Wärme auf Basis von Erdgas zu- methode dar. Diese setzt die Einzel-Wirkungsgrade für
rück 2 . Andere eingesetzte fossile Energieträger im Strom und Wärme (Verhältnis des Brennstoffeinsatzes
Wärmebereich sind Heizöl und in geringem Umfang zur erzeugten Strom- und Wärmemenge) ins Verhält-
Kohle. nis zur Summe beider Wirkungsgrade. Die Emissions-
Im Gebäudebereich wird Erdgas hauptsächlich dazu anteile, welche der Wärmeerzeugung in KWK-Anla-
genutzt, Räume zu heizen (Raumwärme). Ein geringe- gen zuzuordnen ist ergeben sich anhand der beiden
rer Anteil wird zudem für Warmwasser genutzt. In den Quotienten (UBA 2008):
Jahren 2010 bis 2019 wurden jährlich durchschnittlich
rund 1.160 Petajoule (PJ) an fossilem Gas 3 für die KWK-EmissionsanteilWärme = WirkungsgradStrom /
Raumwärme verwendet (BMWi 2021a). Für Warmwas- (WirkungsgradStrom + WirkungsgradWärme)
ser wurden durchschnittlich jährlich zusätzlich rund
206 PJ aufgewendet (BMWi 2021a). Insgesamt wer- Setzt man diesen Emissionsanteil ins Verhältnis mit
den in Deutschland damit jährlich rund 1.366 PJ (379 den durchschnittlichen Gesamtemissionen aus KWK-
TWh) an Gas im Gebäudesektor verwendet. Das ent- Kraftwerken in den Jahren 2010 bis 2019, ergibt sich
spricht etwa 45% des in Deutschland verbrauchten die Menge an CO2-Emissionen, die durchschnittlich
Erdgases. Abhängig ist der jährliche Verbrauch von der Wärmeerzeugung zuzurechnen ist. Hieraus kann
witterungsbedingten Schwankungen. 2010 – in einem anhand der durchschnittlich erzeugten Wärmemenge
Jahr mit einem besonders kalten Winter – wurde daher aus KWK-Anlagen 5 der durchschnittliche Emissions-
mit rund 1.324 PJ deutlich mehr Gas für die Raum- faktor von Wärme aus KWK-Anlagen abgeleitet wer-
wärme genutzt als durchschnittlich im betrachteten den.
Zeitraum (BMWi 2021a; UBA 2020b). Der Durch-
Im Ergebnis ergibt sich über die Jahre 2010 bis 2019 ein
schnitt über zehn Jahre stellt damit einen „mittleren“
durchschnittlicher Emissionsfaktor von 179,4 t
Verbrauch dar.
CO2/TWh bzw. 49,84 CO2/TJ für Wärmeerzeugung
Laut UBA (2016) liegt der Emissionsfaktor von Erdgas aus KWK-Anlagen.
bei durchschnittlich 55,8 t CO2 pro Terajoule (TJ).
Dementsprechend entstehen durch die Verwendung
Dementsprechend entstehen durch die Verwendung
von Erdgas für die Erzeugung von Fernwärme jährlich
von Erdgas für Raumwärme und Warmwasser in
etwa 10,9 Mio. t CO2.
2 4
Ohne Emissionen aus der Fernwärme, die in der Emissions- Da hier der gesamte Gasverbrauch (nicht nur Erdgasver-
bilanzierung der Bundesregierung dem Sektor Ener- brauch) berücksichtigt wird, handelt es sich hierbei
giewirtschaft zugerechnet werden. um einen Maximalwert.
3 5
Neben Erdgas sind hier auch Flüssiggas, Raffineriegas, Ko- Wärmeerzeugung in KWK-Anlagen für die allgemeine Ver-
kereigas und Gichtgas enthalten. sorgung, siehe Tabelle 5.3 in (AG Energiebilanzen
e.V. 2020)
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Durch die Nutzung von Erdgas für Raumwärme, Da die nächsten zehn bis 20 Jahre ausschlaggebend
Warmwasser und Fernwärme entstehen damit insge- dafür sein werden, ob das Erreichen von Klimakipp-
samt jährlich verbrennungsbedingt rund punkten noch verhindert werden kann, muss Methan
87,1 Mio. t CO2 in Deutschland (siehe Tabelle 1). hinsichtlich seiner kurzfristigen Klimawirksamkeit be-
wertet werden (Deutsche Umwelthilfe 2020a;
Tabelle 1: Verbrennungsbedingte CO2-Emissionen
EnergyWatchGroup 2019). Den Berechnungen in die-
für die Wärmeversorgung aus
sem Kapitel liegt daher der Faktor 86 zugrunde.
Erdgas im Gebäudesektor
Verbrauch p.a. in CO2-Emissionen Aufgrund des hohen Treibhauspotentials von Methan
PJ (Ø 2010- p.a. in Mio. tCO2 (Ø stellen Methanleckagen bzw. Methanschlupf ein gro-
2019) 2010-2019) ßes Problem für das Klima dar. Methanschlupf be-
Raumwärme 1.160 64,7 zeichnet das Entweichen von Methan während des
Warmwasser 206 11,5 Verbrennungsprozesses. Methanleckagen treten
entlang der gesamten Lieferkette von Erdgas auf: bei
Fernwärme 212 10,9
der Förderung, Produktion und Aufbereitung, beim
Gesamt 1.578 87,1 Transport, der Verteilung und Speicherung sowie bei
der Verwendung von Erdgas (Deutsche Umwelthilfe
Quelle : eigene Darstellung
2020a). So tritt Methan beispielsweise aus Bohrlö-
chern aus, entweicht während des Transports aus un-
dichten Stellen in Pipelines und kann auch beim Pro-
2.1.2 Methanemissionen zess der Verbrennung in Form von nicht vollständig
Erdgas besteht hauptsächlich aus Methan – einem verbranntem Gas in die Atmosphäre gelangen. Hinzu
extrem klimaschädlichen Gas, dessen Treibhauspo- kommt das beabsichtige Ablassen von Erdgas in die
tenzial das von Kohlendioxid um ein Vielfaches über- Atmosphäre, etwa bei Wartungen und Reparaturen
trifft. Um die Klimaschädlichkeit von Methan realistisch der Ferngasleitungen (DVGW-Forschungsstelle am
angeben zu können, ist der zugrunde gelegte Betrach- Engler-Bunte-Institut des KIT/Fraunhofer ISI 2018).
tungszeitraum entscheidend. Betrachtet man einen Die Menge des Methans, das über diese Wege in die
Zeitraum von 100 Jahren, wie etwa in der Methoden- Atmosphäre entweicht, ist entscheidend für die
konvention des Umweltbundesamtes, so ist Methan Klimabilanz von Erdgas. Sie wird immer noch häufig
28-Mal so schädlich wie CO2 (UBA 2020a).6 Vergleicht unterschätzt – auch weil unabhängige Messungen und
man die Klimawirkung der Gase jedoch innerhalb der Studien hierzu oft nicht vorhanden sind (DIW 2021). So
ersten zwanzig Jahre nach Freilassung in die Atmo- korrigierten beispielsweise erste unabhängige Mes-
sphäre, so ist die Klimaschädlichkeit von Methan 86- sungen an Gasinfrastruktur in den USA die Angaben
Mal so hoch wie die von CO2 (IPCC 2013) (siehe Abbil- der US-Umweltbehörde um 60% nach oben (Alvarez
dung 4). u. a. 2018; Howarth 2015). Vorhandene Studien zu Me-
thanverlustraten gehen in vielen Fällen stark auseinan-
Abbildung 4: Klimawirkung von Methan im
der. Zum Beispiel weichen Angaben zu der Methanver-
Zeitverlauf
lustrate von aus Russland stammendem Erdgas für das
Jahr 2012 teilweise um einen Faktor 10 ab: während
DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH (2016) diesen
Wert mit 0,386% angibt, liegt der von NRI (2014) ange-
gebene Wert bei 3,079% (BGR 2020) (siehe hierzu die
Übersicht im Anhang).
Für unsere Berechnungen geben wir daher eine
Spannbreite an Methanemissionen an.
Wie hoch die Methanemissionsraten sind, hängt zu-
dem stark davon ab, aus welchem Land das Erdgas
stammt. Deutschland bezieht sein Erdgas hauptsäch-
Quelle: eigene Darstellung auf Grundlage von (IPCC 2013; UBA lich aus Russland, Norwegen und den Niederlanden.
2020a) Zudem wird ein Teil des Erdgasbedarfs aus Deutsch-
land selbst gedeckt.
6
Laut dem Intergovernmental Panel on Climate Change Umweltbundesamtes können daher als konservativ
(IPCC) ist Methan in den ersten 100 Jahren sogar bis angesehen werden (IPCC 2013)
zu 34 mal so schädlich wie CO2. Die Annahmen des
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Abbildung 5: Herkunft des in Deutschland Norwegen 376 0,02 0,1
verbrauchten Erdgases Niederlande 317 0,1 0,2
Übriges Europa Deutschland
2% 6%
Sonstiges Eu- 39 0,01 0,02
Niederlande
20% ropa*
* entspricht gemitteltem Wert von Norwegen und den Niederlanden
Quelle: eigene Berechnungen auf Grundlage von (BGR 2020; IASS
2016)
Diese Berechnungen sind als konservativ anzusehen,
Russland
da hier nur die Methanemissionen aus der Vorkette be-
48%
rücksichtigt sind. Methan, das bei der Verwendung von
Norwegen
24% Erdgas entweicht, ist in diesen Berechnungen nicht
enthalten, da es hierzu an belastbaren Daten mangelt.
So ist etwa der Methanschlupf in Blockheizkraftwerken
Quelle: eigene Darstellung auf Grundlage von (BDEW 2020; BDEW und Gasthermen laut Bundesregierung noch nicht hin-
2021; Bundesministerium für Wirtschaft und Energie 2021; Statista), reichend erforscht (Deutscher Bundestag 2020).
Untersuchungen zu den Methanemissionen von
Für die Berechnungen der daraus resultierenden Me- Blockheizkraftwerken aus den Niederlanden (de Zwart
thanemissionen wurden für Russland, Norwegen und u. a. 2012) sowie zu Wassererhitzern aus den USA (Le-
die Niederlande aus den in der Literaturstudie der BGR bel u. a. 2020) legen allerdings nahe, dass hier ein sig-
(2020) analysierten Studien jeweils die jüngsten Be- nifikanter Anteil des Methans entweicht. Es ist darum
zugsjahre gewählt. Denn grundsätzlich ist davon aus- dringend notwendig, auch in Deutschland entspre-
zugehen, dass sich Kontrollstandards und Technik mit chende Messungen durchzuführen.
den Jahren verbessern und die Methanleckagen daher
Ein weiterer Grund, weshalb die Berechnungen als
in der Tendenz abnehmen. Für die etwa 2% des Erdga-
konservativ anzusehen sind, sind die laut Satellitenda-
ses, das Deutschland aus anderen europäischen Län-
ten im Jahr 2020 um 40% gestiegenen Methanlecka-
dern bezieht, wurden die Werte für Norwegen und die
gen aus russischen Pipelines (European Space Agency
Niederlande gemittelt. Als Grundlage für die Berech-
2021). Grund hierfür könnte unter anderem sein, dass
nungen der Methanemissionen des deutschen Erdga-
an Inspektionen und Reparaturen gespart wurde,
ses wurden die Methanverlustraten aus IASS (2016)
nachdem der Erdgaspreis aufgrund der COVID-19
gewählt.
Pandemie gesunken ist (Climate Home News 2021).
Die so berechneten Methanemissionen im Wärmesek-
Um die Höhe der Methanverlustraten in Zukunft bes-
tor sind in Tabelle 2 dargestellt. 7 Insgesamt ergeben ser beurteilen zu können ist eine Verbesserung der Er-
sich Methanemission in Höhe von rund 4,4 bis 20 Mio. fassung von Methanemissionen entscheidend. In der
t CO2äq. Der größte Teil der Methanemissionen stammt Methanstrategie der EU sind dafür Rechtvorschriften
aus den Importen aus Russland: rund 3,4 bis 18,9 Mio. t für die obligatorische Messung, Berichterstattung und
CO2äq. Rund 0,9 Mio. t CO2äq stammen aus Deutsch- Überprüfung von energiebezogenen Methanemissio-
land. nen vorgesehen (Europäische Kommission 2020).
Tabelle 2: Spannbreite der Methanemissionen Laut eines aktuellen Reports des United Nations
durch den Erdgasverbrauch im Environment Programme und der Climate & Clean Air
Wärmesektor Coalition (2021) stellt die Reduktion von Methanemis-
Erdgasverbrauch im sionen eine der kosteneffektivsten Strategien dar, um
Wärmesektor die Klimaerwärmung zu begrenzten und die Pariser Kli-
PJ Methanemissionen in Mio. t
maziele einhalten zu können.
CO2-Äquiv.
Min Max
Insgesamt 1.578 4,4 20,1 2.1.3 Klimaschadenskosten
davon aus... Insgesamt entstehen durch die Verwendung von Erd-
Deutschland 96 0,9 0,9 gas im Wärmesektor jährliche THG-Emissionen in
Höhe von 91,5 bis 107,2 Mio. Tonnen CO2-Äquiva-
Russland 751 3,4 18,9
lenten (Summe von CO2- und CH4-Emissionen) (siehe
7
Dabei wurde der durchschnittliche jährliche Erdgasver-
brauch im Wärmesektor in den Jahren 2010 bis 2019
zugrunde gelegt.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanyWas Erdgas wirklich kostet • Seite 10 von 35
Abbildung 6). Das ist wesentlich mehr, als der Sektor 2.2 Internalisierte Kosten
nach Klimaschutzgesetz im Jahr 2030 noch emittieren
darf (67 Mio. t CO2äq). Zum Vergleich: Die CO2-Emis- Ein Teil der Klimakosten wird bereits über das Brenn-
sionen von Berlin betrugen im Jahr 2019 etwa 17 Mio. t stoffemissionshandelsgesetz (BEHG) bzw. bei der
CO2 (Tagesspiegel 2020). Fernwärme teilweise über den EU-ETS internalisiert.
Der CO2-Preis pro Emissionszertifikat im BEHG be-
Abbildung 6: Treibhausgasemissionen durch trägt 2021 25 Euro/ t CO2 und steigt bis 2025 schritt-
Nutzung von Erdgas im weise bis auf 55 Euro/ t CO2 an. Im Jahr 2026 existiert
Gebäudesektor ein Preiskorridor mit einem Mindestpreis von 55 Euro
und einem Höchstpreis von 65 Euro/ t CO2. Ab 2027 ist
bisher eine freie Preisbildung über den Markt geplant
(DEHSt 2020a; FÖS 2020a).
Auch die Energiesteuer kann als eine anteilige Inter-
nalisierung von Klimakosten angesehen werden. Pri-
mär ist ihre Zielsetzung jedoch die Einsparung von
0 50 100 Energie, unabhängig von der CO2-Intensität der Er-
Mio. t CO2-Äquiv. zeugung. Außerdem wird die Energiesteuer nicht auf
die Energieerzeugung direkt erhoben, sondern auf den
CO2 CH4 Minimum CH4 Spannbreite Energieverbrauch. Die Energiesteuer für Gas beträgt
0,55 ct/kWh (BMWi 2021c), bezogen auf den oberen
Quelle: eigene Berechnungen auf Grundlage von (BGR 2020; IASS Heizwert, und damit umgerechnet etwa 30 Euro/tCO2.
2016)
Durch die freie Zuteilung im EU-ETS und die Kompen-
sation von Unternehmen bestimmter Branchen im
Unter der Annahme, dass der Erdgasverbrauch im Ge-
BEHG sowie durch Entlastungen bei der Energie-
bäudesektor im Jahr 2021 dem durchschnittlichen
steuer für Unternehmen des produzierenden Gewer-
Erdgasverbrauch in den Jahren 2010 bis 2019 ent-
bes und der Land- und Forstwirtschaft ist jedoch nicht
spricht, ergeben sich damit im Jahr 2021 Klimakosten
der gesamte Einsatz von Erdgas für Raumwärme und
in Höhe von rund 18 bis 21 Mrd. Euro. Wie in Abbildung
Warmwasser mit CO2-Preis und Energiesteuer belas-
7 dargestellt wird, entstehen durch die Nutzung von
tet.
Erdgas im Gebäudesektor verbrennungsbedingt Kli-
makosten in Höhe von rund 17,2 Mrd. Euro (durch CO2). Ohne Berücksichtigung dieser Subventionen und wei-
Durch freiwerdendes Methan entstehen im Jahr 2021 terer Förderungen wie z.B. für KWK-Anlagen (siehe
zusätzliche Klimakosten zwischen rund 0,9 und 4 Mrd. dazu Kapitel 4.1.3) ergibt sich für das Jahr 2021 eine
Euro. Summe an internalisierten Kosten in Höhe von ca. 55
Euro/t CO2.9 Bezogen auf die durch die Nutzung von
Abbildung 7: Klimakosten durch die Nutzung von Erdgas im Gebäudesektor freiwerdenden CO2- und
Erdgas im Gebäudesektor im Jahr Methanemissionen ergeben sich bereits internalisierte
2021 in Mrd. Euro Kosten zwischen rund 5 Mrd. und 5,9 Mrd. Euro für das
Jahr 2021.
2.3 Internalisierungslücke
Im Jahr 2021 betragen die Klimakosten laut UBA Me-
thodenkonvention 197 Euro/t CO2. Rund 55 Euro/t
0 10 20 CO2 dieser Kosten werden über BEHG und die Ener-
Klimakosten im Jahr 2021 in Mrd. Euro giesteuer bereits internalisiert. Daraus ergeben sich
CO2 CH4-Minimum CH4-Spannbreite
nicht-internalisierte Kosten in Höhe von 142 Euro/t
CO2. Diese sind als gesellschaftliche Klimakosten zu
sehen, die von der Allgemeinheit getragen werden
Quelle: eigene Berechnungen auf Grundlage von (UBA 2020a).8
müssen, da sie nicht von den Verursachern getragen
werden. Bezogen auf die Erdgasnutzung im Gebäude-
8 9
Allerdings wurde für die Berechnung der Klimakosten von Die teilweise stattfindende Internalisierung der Klimakos-
Methan der GWP-Faktor von 86 zugrunde gelegt. ten der Fernwärme durch den EU-ETS wird hierbei
nicht berücksichtigt.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanyWas Erdgas wirklich kostet • Seite 11 von 35
sektor ergeben sich in Summe nicht-internalisierte Kli-
makosten zwischen 13 und 15,2 Mrd. Euro für das Jahr
2021.
Knapp 75% der durch die Nutzung von Erdgas im Ge-
bäudesektor entstehenden Klimakosten sind damit
bisher noch nicht eingepreist.
Die nicht-internalisierten Klimakosten der Erdgasnut-
zung im Wärmesektor entsprechen 2021 rund 3 bis 3,5
ct/kWh.10 Diese Kosten sind im Preis für Erdgas nicht
enthalten. Die internalisierten Klimakosten betragen
dagegen nur rund 1,1 bis 1,3 ct/kWh. Würden die bisher
nicht eingepreisten Kosten mit angerechnet, würde
der durchschnittliche Gaspreis für Haushaltskunden
(Ein-Familienhaus) von etwa 6,1 ct/kWh (BDEW
2021b) auf 9,1 bis 9,6 ct/kWh ansteigen. Der „echte“
Preis für Erdgas fällt daher um rund 50% höher aus als
der Gaspreis, der heute durchschnittlich gezahlt wird
(siehe Abbildung 8).
Abbildung 8: "Echte" Gaspreise inkl. nicht-
internalisierter Klimakosten
10
9
nicht-internalisierte
8 Klimakosten
7
6
internalisierte
in ct/kWh
Klimakosten
5
4
3 durchschnittlicher
Gaspreis (ohne
2
bereits
1 internalisierte
Klimakosten)
0
Min Max
Quelle: eigene Berechnungen
Durch bestehende Subventionen für die Erdgasförde-
rung und -nutzung (vgl. vorhergehendes Kapitel)
steigt die Internalisierungslücke noch weiter an, so
dass die hier ermittelten, nicht-internalisierten Klima-
kosten eine konservative Schätzung darstellen.
10
Unter der Annahme, dass 2021 so viel Erdgas im Gebäude-
sektor genutzt wird wie durchschnittlich in den Jah-
ren 2010 bis 2019.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanyWas Erdgas wirklich kostet • Seite 12 von 35
3 Technisches Potenzial in 2050. Dies geht darauf zurück, dass bei einem bis
2050 stark reduzierten Nutzwärmeverbrauch auch die
erneuerbarer Wärme absoluten technischen Potenziale sinken. Die De-
Erneuerbare Wärme hat das Potenzial, Erdgas im Ge- ckungsanteile der erneuerbaren Technologien am ge-
bäudesektor künftig zu ersetzen. Entscheidend dafür samten, kleiner werdenden Endenergieverbrauch für
ist aber, neben der Hebung der Potenziale erneuerba- Wärme steigen aber noch immer an (Institut für Ener-
rer Wärmetechnologien, die Senkung des künftigen gie- und Umweltforschung Heidelberg gGmbH/Ham-
Wärmebedarfs (und damit der Erfolg von Effizienz- burg Institut Research gGmbH 2020).
maßnahmen im Gebäudebereich). Die Agentur für Er- Die Nutzung der unterschiedlichen Technologien
neuerbare Energien e.V. (2016) geht davon aus, dass bringt verschiedene Vor- und Nachteile mit sich, wel-
das Einsparpotenzial im Bereich Raumwärme und che im Folgenden diskutiert werden. Dabei wird auch
Warmwasser langfristig bei 51% gegenüber dem Status auf die Wirtschaftlichkeit der betrachteten Technolo-
Quo (bezogen auf das Jahr 2015) liegt. Bis zum Jahr gien unter den derzeitigen Rahmenbedingungen ein-
2050 könnte der Endenergiebedarf für Raumwärme gegangen.
und Warmwasser daher bis auf 390 TWh pro Jahr ge-
senkt werden (Agentur für Erneuerbare Energien e.V.
2016). 2018 lag der Endenergieverbrauch für Raum- 3.1 Solarthermie
wärme und Warmwasser bei ca. 757 TWh (BMWi
Solarthermische Anlagen wandeln die Sonnenenergie
2020a). Prognos (2020) prognostizieren einen End-
mittels Solarabsorbern oder -kollektoren in nutzbare
energieverbrauch für Raumwärme von 636 TWh in
Wärme um. Auf den meisten Gebäudedächern lassen
2025 und 582 TWh in 2030. Der Endenergieverbrauch
sich solarthermische Anlagen installieren. Eine Installa-
für Warmwasser bleibt auf einem stetig niedrigen Ni-
tion ist jedoch nur sinnvoll, wenn die Dächer über aus-
veau.
reichend Fläche verfügen und nicht im Schatten liegen
Dieses Kapitel zeigt die technischen Potenziale von (BUND 2013).
Solarthermie, Biomasse und Geothermie sowie von
Bislang deckt Solarthermie nur rund 0,7% des End-
Umweltwärme (inklusive der industriellen Abwärme-
energieverbrauch für Wärme11 in Deutschland ab. Wie
nutzung) auf. Dabei werden die im Gebäudebereich
Abbildung 9 zeigt waren im Jahr 2019 rund 19,3 Mio. m2
relevanten strombasierten Anwendungen (insbeson-
an solarthermischen Anlagen installiert. Die Installation
dere Wärmepumpen) miteinbezogen. Das technische
neuer Anlagen ist jedoch seit einigen Jahren rückläufig
Potenzial stellt den Anteil des theoretisch nutzbaren
und betrug zuletzt jährlich rund 0,5 Mio. m2 (BMWi
Potenzials dar, der durch bereits bekannte Technolo-
2020b). Insgesamt lag die kumulierte Leistung solar-
gien erschlossen werden kann. Energiewirtschaftliche
thermischer Anlagen in Deutschland im Jahr 2019 bei
und -politische Rahmenbedingungen werden in der
rund 13,5 GW. Damit konnten im Jahr 2019 rund 8,5
Bestimmung des technischen Potenzials nicht berück-
TWh an Solarwärme gewonnen werden (BMWi
sichtigt (Institut für Energie- und Umweltforschung
2020b). Die meisten Solarthermie-Anlagen findet man
Heidelberg gGmbH/Hamburg Institut Research
dabei auf Wohndächern, wo sie überwiegend zur Er-
gGmbH 2020). Es wird außerdem davon ausgegan-
wärmung von Warmwasser genutzt werden
gen, dass einige der Potenziale in 2030 größer sind als
(Greenpeace 2015).
11
Neben Raumwärme und Warmwasser ist hier auch der En-
denergieverbrauch für Prozesswärme, Klimakälte
und Prozesskälte berücksichtigt.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanyWas Erdgas wirklich kostet • Seite 13 von 35
Abbildung 9: Zubau und Bestand von solarthermischen Anlagen
Quelle: (BMWi 2020b)
Wärmespeicher arbeiten. In Dänemark ist dieses Kon-
Sehr ertragreich – jedoch abhängig von Sonnenein- zept bereits sehr erfolgreich (Greenpeace 2015).
strahlung
Verglichen mit anderen Formen der Sonnenenergie ist Potenzial: 151 bis 198 TWh jährlich
der Ertrag der Solarwärme besonders hoch. 40 bis 60%
Eine umfassende Analyse des technischen solarther-
der Sonnenenergie kann in nutzbare Wärme umge-
mischen Potenzials für Gebäude mit einer Wohnein-
wandelt werden (BUND 2013). Damit kann mit Solar-
heit ergab, dass Solarthermie bereits ohne weitere
thermie pro Quadratmeter etwa 60 mal so viel Wärme
Maßnahmen 15 bis 25% des fossilen Endenergieeinsat-
erzeugt werden als durch den Anbau von Biomasse
zes für Wärme ersetzen kann (Wüstenrot Stiftung
(Greenpeace 2015).
2014). Werden zusätzlich Maßnahmen zur Optimie-
Eine Kilowattstunde Solarwärme kostet je nach Anla- rung der Gebäudehülle (Fenster, Fassade, Dach) oder
gentyp zwischen 10 und 15 ct. In großflächigen Solar- Belüftung getroffen, liegen die Potenziale noch höher
thermie-Anlagen, wie sie derzeit bereits in Dänemark (Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. 2018).
betrieben werden, liegen die Gestehungskosten mit 5
In einer Metaanalyse untersuchen das Institut für Ener-
bis 8 ct/kWh noch deutlich niedriger (BUND 2013; SO-
gie- und Umweltforschung Heidelberg sowie das
LID u. a. 2018).
Hamburg Institut Research für die Bundesregierung
Solarthermische Anlagen produzieren im Sommer bei das technische Potenzial von Solarthermie in den Jah-
hoher Sonneneinstrahlung deutlich mehr Solarwärme ren 2030 und 2050 auf Basis verschiedener Studien
als bei niedriger Solarstrahlung im Winter. 50% des (Institut für Energie- und Umweltforschung Heidel-
jährlichen Heizbedarfes fallen jedoch in den Winter- berg gGmbH/Hamburg Institut Research gGmbH
monaten Dezember bis Februar an. Daher reicht die 2020). Die Potenziale werden dabei getrennt für
Solarthermie als alleinige Wärmequelle nicht aus Wärme- und Kälteerzeugung aus der dezentralen
(Deutsche Umwelthilfe 2020b). Nutzung im Gebäudebestand 12 sowie aus Großflä-
Um eine ausreichende Wärmeversorgung sicherzu- chensolarthermie-Anlagen aufgeführt. Die Meta-Ana-
stellen ist zusätzlich ein großer Wärmespeicher oder lyse kommt zu dem Ergebnis, dass das technische Po-
eine zusätzliche Heizquelle notwendig. Dezentral ist tenzial der dezentralen Solarthermie-Anlagen im Jahr
dies durch eine Kombination mit großen Warmwasser- 2030 bei jährlich rund 98-120 TWh bzw. im Jahr 2050
tanks oder effizienten Wärmepumpen möglich. Aller- (aufgrund eines geringeren Wärmeverbrauchs) bei
dings könnte die durch Solarthermie gewonnene jährlich rund 73-108 TWh liegen wird. Das technische
Wärme auch in Wärmenetze eingespeist werden, die Potenzial für die Fernwärme-Versorgung aus zentraler
mit niedrigen Temperaturen und einem saisonalen Solarthermie liegt dagegen voraussichtlich bei jährlich
78 TWh sowohl im Jahr 2030 als auch im Jahr 2050
12
Neben Solarthermie wird hier auch Photovoltaik berück-
sichtigt, die zur Wärmeerzeugung eingesetzt wird.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanyWas Erdgas wirklich kostet • Seite 14 von 35
(siehe Abbildung 10). In der Summe ergibt sich daraus riesektor spielt zudem die Verwendung von Klär-
ein Potenzial von 176 bis 198 TWh im Jahr 2030 und schlamm eine relevante Rolle. Zusätzlich konnten im
von 151 bis 186 TWh im Jahr 2050. Jahr 2019 rund 21,3 TWh des Energieverbrauchs durch
Im Vergleich zur heute genutzten Wärmeenergie aus Energie aus flüssiger und gasförmiger Biomasse ge-
Solarthermie zeigt sich ein deutliches Potenzial für deckt werden (BMWi 2020b).
eine stärkere Nutzung. Die Wärmegestehungskosten aus Biomasse unter-
scheiden sich stark – je nach Konversionstechnologie.
Abbildung 10: Technisches Potenzial von
Einer Analyse von Deutsches Biomasseforschungs-
Solarthermie in den Jahren 2030
zentrum gemeinnützige GmbH/Helmoltz-Zentrum für
und 2050 im Vergleich zum Status
Umweltforschung GmbH (2019) zufolge liegen diese
Quo
zwischen 11,6 und 32,6 ct/kWh (im Jahr 2020).
140
Flexibel nutzbar – aber nur begrenzt verfügbar und
120 mit hohem Flächenverbrauch verbunden
100 Biomasse hat gegenüber anderen Technologien wie
der Solarthermie den Vorteil, dass die Energie bereits
80
in TWh
in speicherbarer Form zur Verfügung steht. Daher ist
60 Biomasse ganzjährlich – auch im Winter – nutzbar und
nicht auf externe Speicher angewiesen (Deutsche
40 Umwelthilfe 2020b).
20 Allerdings ist die Nutzung von Biomasse mit einem ver-
gleichsweise hohem Flächenverbrauch und teilweise
0
negativen Auswirkungen auf die Umwelt verbunden
Großflächensolarthermie
Großflächensolarthermie
dezentrale Solarthermie
dezentrale Solarthermie
(Stiftung Umweltenergierecht 2015). Die Menge an Bi-
omasse, welche nachhaltig verwendet werden kann, ist
zudem begrenzt.
Gleichzeitig konkurriert die Nutzung von Biomasse zur
Wärmeerzeugung auch mit anderen Verwendungs-
möglichkeiten. Die Landflächen, auf denen Biomasse
angebaut wird, können alternativ zur Nahrungs- und
Status 2030 2030 2050 2050 Futtermittelproduktion verwendet werden. Zudem
Quo wird Biomasse in Deutschland auch stofflich vielseitig
2019
(u.a. in der Säge- und Holzwerkstoffindustrie, Papier-
Mindestpotenzial zusätzliches Potenzial und Zellstoffindustrie und chemischen Industrie), als
Kraftstoff genutzt (UBA 2013). Das zur energetischen
Quelle: eigene Darstellung auf Grundlage von (BMWi 2020b; Institut
für Energie- und Umweltforschung Heidelberg gGmbH/Hamburg Nutzung verfügbare Biomassenpotenzial ist daher be-
Institut Research gGmbH 2020) grenzt und muss möglichst effizient eingesetzt werden.
3.2 Biomasse Potenzial: 16 bis 187 TWh jährlich
Biomasse liefert bisher den größten Teil der Wärme- Aufgrund der Nutzungskonkurrenz der Biomasse ist
versorgung aus erneuerbaren Energien. 12,8% des En- die Bestimmung des technischen Potenzials für den
denergieverbrauchs für Wärme13 (d.h. 155,1 TWh) wur- Wärmesektor nur unter Verwendung bestimmter Kri-
den im Jahr 2019 durch Biomasse abgedeckt (BMWi terien möglich. Das Institut für Energie- und Umwelt-
2020b). forschung Heidelberg und das Hamburg Institut Rese-
arch weisen daher in ihrer Metaanalyse lediglich das
Rund 133,8 TWh wurden dabei allein aus biogenen
wirtschaftliche Potenzial für Wärme aus Biomasse aus.
Festbrennstoffen gewonnen.14 Bei der Nutzung in pri-
Importierte Biomasse ist dabei nicht berücksichtigt, da
vaten Haushalten wird insbesondere Holz, einschließ-
Biomasseimporte aus Nachhaltigkeitsgründen sehr
lich Holzpellets und Holzkohle, verwendet. Im Indust-
13 14
Neben Raumwärme und Warmwasser ist hier auch der En- Inkl. des biogenen Anteils des Abfalls, Klärschlamm und
denergieverbrauch für Prozesswärme, Klimakälte Holzkohle.
und Prozesskälte berücksichtigt.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanyWas Erdgas wirklich kostet • Seite 15 von 35
umstritten sind und sich zudem auf das nationale Po- nach Tiefe unterscheidet sich die Temperatur der ge-
tenzial konzentriert wird (Institut für Energie- und Um- wonnenen Wärme. Die Umweltwärme wird dagegen
weltforschung Heidelberg gGmbH/Hamburg Institut direkt aus der Umgebungsluft bzw. aus Oberflächen-
Research gGmbH 2020). gewässern gewonnen.
Wie Abbildung 11 zeigt, unterscheiden sich die Progno-
sen über das wirtschaftliche Potenzial von Wärme aus 3.3.1 Oberflächennahe Geothermie
Biomasse teilweise stark. Die Bandbreite für das Jahr
2030 reicht von 60 bis 185 TWh. Im Jahr 2050 sinkt das Oberflächennahe Geothermie reicht bis 400 m Tiefe
Potenzial auf 16 TWh bis 187 TWh (Institut für Energie- und ist fast überall möglich. Häufig wird die oberflä-
und Umweltforschung Heidelberg gGmbH/Hamburg chennahe Geothermie der Umweltwärme zugerech-
Institut Research gGmbH 2020)15. net. Diese beschreibt allgemein die Gewinnung von
Wärme aus Außenluft und Oberflächenwasser
Im Ergebnis zeigt sich, dass das Potenzial der Bio-
(Deutsche Umwelthilfe 2020b). Hauptsächlich wer-
masse zur Wärmeversorgung schon weitgehend aus-
den hierbei sogenannte Sole-Wasser-Wärmepumpen
geschöpft ist und im Vergleich zum Status Quo daher
genutzt. Andere Formen der Wärmenutzung wie etwa
mit keiner weiteren relevanten Steigerung des Poten-
Wasser-Wasser-Wärmepumpen, Wärmepfähle oder
zials zu rechnen ist.
Erdwämekollektoren werden weniger genutzt (Institut
Es muss darüber hinaus beachtet werden, dass einige für Energie- und Umweltforschung Heidelberg
Formen der Biomasse wie Klärschlamm und Biogas gGmbH/Hamburg Institut Research gGmbH 2020). In
ebenfalls Methan enthalten und daher Methanemissi- der Regel werden die Wärmepumpen mit Strom be-
onen verursachen können. trieben. Inwiefern die Wärme aus Wärmepumpen tat-
Abbildung 11: Wirtschaftliches Potenzial von sächlich aus erneuerbaren Energien stammt, ist daher
Biomasse in den Jahren 2030 und vom Strommix abhängig.
2050 im Vergleich zum Status Quo Rund 14,7 TWh des Endenergieverbrauchs für Wärme
stammte im Jahr 2019 aus oberflächennaher Geother-
mie bzw. Umweltwärme. Dies machte einen Anteil von
200
rund 1,2% des Endenergieverbrauchs für Wärme16 aus
150
(BMWi 2020b). In den letzten Jahren ist die Bereitstel-
in TWh
100
lung von Wärme aus Geothermie deutlich angestiegen.
50 Dies geht insbesondere auf die zunehmende Installa-
0 tion von elektrischen Heizungswärmepumpen zurück.
Biomasse Biomasse
Im Jahr 2019 waren insgesamt 1,2 Mio. Wärmepumpen
Status Quo 2030 2050 in Deutschland mit einer thermischen Leistung von 11,2
2019
GW installiert (BMWi 2020b).
Mindestpotenzial zusätliches Potenzial In fast 20% der Neubauten in Deutschland werden
Quelle: eigene Darstellung auf Grundlage von (BMWi 2020b; Institut Erdwärme-Heizsysteme installiert. Technisch und wirt-
für Energie- und Umweltforschung Heidelberg gGmbH/Hamburg schaftlich ist die oberflächennahe Geothermie vor al-
Institut Research gGmbH 2020)
lem zum Heizen und Kühlen von Niedrig- und Passiv-
hausbauten geeignet. Ein großes Erweiterungspoten-
3.3 Geothermie und Umweltwärme zial der Nutzung oberflächennaher Geothermie liegt
derzeit noch bei Bestandsbauten (Bundesverband
Bei der Geothermie wird zwischen oberflächennaher Geothermie 2020).
Geothermie und Tiefengeothermie unterschieden. Je
15
In diesen Szenarien sind auch Deponie-, Klärgas- und Bio- 65 TWh angegeben (Institut für Energie- und Um-
gaspotenziale enthalten. In wenigen Studien wird das weltforschung Heidelberg gGmbH/Hamburg Institut
Potenzial für Wärme aus gasförmiger Biomasse se- Research gGmbH 2020).
parat ausgewiesen. In der Analyse wird ein geringes 16
Neben Raumwärme und Warmwasser ist hier auch der En-
wirtschaftliches Potenzial von Klärgas in Höhe von 3 denergieverbrauch für Prozesswärme, Klimakälte
TWh im Jahr 2030 und für Biogas in Höhe von 0 bis und Prozesskälte berücksichtigt.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanyAbbildung 12: Entwicklung des Wärmepumpenbestands
Quelle: (BMWi 2020b)
Wärmeverbrauchs mit einem Potenzial von 233 bis
Die Wärmegestehungskosten durch Wärmepumpen 594 TWh zu rechnen.
sind aufgrund höherer Investitionskosten relativ hoch. Die Spannbreite fällt bei der Prognose des technischen
Zudem wird Strom in Deutschland mit höheren Steu- Potenzials von dezentralen Wärmepumpen (Sole-
ern und Abgaben belastet als Erdgas (und auch Heizöl). Wasser-Wärmepumpen) deutlich geringer aus (207-
Je nach Art, Größe und Standort der Pumpe liegen die 244 TWh in 2030) als dies bei zentralen Wärmepum-
Wärmegestehungskosten bei 15 bis 20 Ct/kWh pen der Fall ist (82-408 TWh in 2030). Der Grund dafür
(Bundesverband der Deutschen Gießerei-Indust- ist, dass bei der Ermittlung des Potenzials zentraler
rie/IfG 2014; Centrales Agrar-Rohstoff Marketing- und Wärmepumpen u.a. das zukünftige Potenzial von Nah-
Energie-Netzwerk 2019). Derzeit liegen die Mehrkos- wärmenetzen sowie die Flächenverfügbarkeit ent-
ten der Wärmegestehungskosten durch Wärmepum- scheidend sein werden (Institut für Energie- und Um-
pen bei knapp 4 Ct/kWh (Gasheizung mit Brennwert- weltforschung Heidelberg gGmbH/Hamburg Institut
technik) (FÖS/Energy Brainpool 2019). Bei Fraunhofer Research gGmbH 2020).
ISI et al. (2020) liegt die Kostendifferenz im Vergleich
zur Brennwerttechnik sogar bei 5,3 Ct/kWh. Berück- Abbildung 13: Technisches Potenzial von
sichtigt man die Effizienz der Wärmepumpen, liegen Oberflächennaher Geothermie in
die effektiven Energiekosten von Wärmepumpen je- 2030/2050 im Vergleich zu 201917
doch auf oder unter dem Niveau von Erdgas und Heizöl. 700
Bei einem relativ geringen Wärmebedarf benötigen 600
elektrische Wärmepumpen nur ca. ein Fünftel bis ein 500
Drittel der Strommenge, die eine Stromheizung benö-
in TWh
400
tigt. Sie ermöglichen dadurch eine sehr effiziente
300
Stromnutzung (Agentur für Erneuerbare Energien e.V.
200
2016).
100
0
Potenzial: 233 bis 652 TWh jährlich Status Quo 2030 2050
2019
Das technische Potenzial für oberflächennahe Ge-
othermie wird in verschiedenen Studien für das Jahr Mindestpotenzial zusätzliches Potenzial
2030 auf 289 bis 652 TWh jährlich prognostiziert. Im
Quelle: eigene Darstellung auf Grundlage von (BMWi 2020b; Institut
Jahr 2050 ist dagegen aufgrund der Reduktion des für Energie- und Umweltforschung Heidelberg gGmbH/Hamburg
Institut Research gGmbH 2020)
17
Im Status Quo wird hier die Summe der Wärmeerzeugung
aus Oberflächen-Geothermie und Umweltwärme
dargestellt.
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget GermanySie können auch lesen
