Wie könnte die Wasserstoffinfrastruktur der Zukunft in Deutschland aussehen?

Techno-ökonomische Modellierung der künftigen Rolle leitungsgebundener Infrastruktur für Wasserstoff und CO2 – Symposium: 12. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien (IEWT 2021)

Im Zuge der wachsenden Nutzung synthetischer Gase im Zuge der Energiewende stellt sich die Frage nach der geeigneten Transportinfrastruktur für Deutschland. Ziel ist es, eine Methode zu entwickeln, die einen möglichst kosteneffizienten Um- und Ausbau der energiesystemrelevanten Gasinfrastruktur herleitet. In diesem Kontext beschäftigt sich das Paper mit folgenden, übergeordneten Forschungsfragen:

• Ist es aus Kostenperspektive effektiver, die Elektrolyse und Methanisierung am Ort der Stromerzeugung oder des Verbrauchs zu platzieren?
• Wo und in welchem Umfang sind Wasserstoff- und CO₂-Leitungen neu- und umzubauen und welche Kosten sind damit verbunden?

Die entwickelte Methode umfasst die Optionen des Neubaus von Wasserstoff- und CO₂-Leitungen, den Umbau von Erdgas- in Wasserstoffleitungen sowie die Wasserstofferzeugung mittels Elektrolyse am Verbrauchsstandort und die Umwandlung von Wasserstoff und CO₂ in Methan. Eine gemischt-ganzzahlige Optimierung bestimmt die Länge und die Routenführung eines Leitungsnetzes nach ökonomischen Kriterien wie die Kosten für Gasleitungen, das Stromnetz und die CO₂-Abscheidung.

Abbildung 2 vergleicht die Ergebnisse zur Wasserstoffinfrastruktur des Papers mit 1 . Das in [1] ermittelte und in Abbildung 5‑4 gezeigte Netz misst dem Umbau von Leitungen eine größere Bedeutung bei. In der grundsätzlichen Struktur finden sich aber einige Parallelen wie die größere Netzdichte im Norden und vor allem im Nordwesten.

Folgende Kernaussagen ergeben sich aus den Analysen:

• Die Produktion von Wasserstoff in Stromüberschussgegenden und dessen anschließender Leitungstransport ist meistens günstiger ist als die Elektrolyse in der Verbrauchsregion. Dies ist jedoch nicht der Fall, wenn die Verbräuche klein und die Distanzen groß sind.
• CO₂-Leitungen sind nur kosteneffizient, wenn die Abscheidung von CO₂ aus Industrieabgasen erheblich günstiger als die Abscheidung aus der Luft ist.
• Der Bau von Wasserstoffleitungen erfolgt zunächst zwischen Regionen mit reichlich Überschussstrom und nahen Verbrauchszentren. Dementsprechend baut das Modell Wasserstoffleitungen zunächst zwischen der Nordseeküste und dem Ruhrgebiet sowie der Ostseeküste und dem mitteldeutschen Chemiedreieck zu.
• Die Simulationen konstruieren für 2050 ein weitläufig ausgebautes Wasserstoff-Transmissionsnetz mit einer Länge von 5 121 km in Deutschland. Dabei stellen sich spezifische Kosten für den leitungsgebundenen Transport von Wasserstoff von 5,27 €/MWh ein, die damit über den derzeitigen Netzentgelten für Erdgas für Industriebetriebe von 3 €/MWh liegen.

Die auf Szenarien basierende Datengrundlage beinhaltet das prospektiv überschüssige Stromangebot aus erneuerbaren Energien, den künftigen Wasserstoffverbrauch der Industrie und des Verkehrs sowie die aus Industrieabgasen abgeschiedenen CO₂-Emissionen auf NUTS-3-Ebene. Außerdem fließt die Menge an inländisch produziertem synthetischen Methan in die Betrachtung ein.

Das dieser Publikation zugrundeliegende Vorhaben „TransHyDE-Sys“ wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Bildung und Forschung unter dem Kennzeichen 03HY201E gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegen bei den Autoren:innen.

Weiterführende Informationen:

• EEM 2020 – WEGA and MInGa – Considering regional transmission capacities for global gas market models
• Wie gelangt grüner Wasserstoff zum Verbraucher? Potenzielle Infrastruktur für Wasserstoff in Deutschland
• IEWT 2017 – Modellierung des Europäischen Gasmarktes zur Darstellung verschiedener Gasimportszenarien
• Die Gasversorgung im Wandel – Vor welche Herausforderungen Power-to-Gas die Industrie stellt