Szenarien für die Integration erneuerbarer Gase in den deutschen Gasmarkt bis 2050: Eine modellgestützte Analyse
Scenarios for the integration of renewable gases into the German gas market: A model-based analysis
Please always quote using this URN: urn:nbn:de:bvb:29-opus4-201849
- Erdgas spielt eine zentrale Rolle im heutigen Energiesystem Deutschlands. Auch mittelfristig wird in aktuellen Analysen damit gerechnet, dass die Nachfrage nach Erdgas groß bleiben wird. Gleichzeitig stellt die Diskussion um Treiber, Quelle und vor allem Größenordnung von Methanschlupf während der gesamten Prozesskette die Rolle von Erdgas als Brückenenergieträger in Richtung Klimaneutralität in Frage. In diesem Kontext stehen Technologien bereit, welche Erdgas durch erneuerbares Methan oder Wasserstoff substituieren können. Diese bieten zwar signifikantes Potenzial zur Einsparung von Treibhausgasemissionen, können sich unter den aktuellen politischen und wirtschaftlichen RahmenbedingungenErdgas spielt eine zentrale Rolle im heutigen Energiesystem Deutschlands. Auch mittelfristig wird in aktuellen Analysen damit gerechnet, dass die Nachfrage nach Erdgas groß bleiben wird. Gleichzeitig stellt die Diskussion um Treiber, Quelle und vor allem Größenordnung von Methanschlupf während der gesamten Prozesskette die Rolle von Erdgas als Brückenenergieträger in Richtung Klimaneutralität in Frage. In diesem Kontext stehen Technologien bereit, welche Erdgas durch erneuerbares Methan oder Wasserstoff substituieren können. Diese bieten zwar signifikantes Potenzial zur Einsparung von Treibhausgasemissionen, können sich unter den aktuellen politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen allerdings nicht etablieren. Hauptziel dieser Thesis ist es deshalb, szenariobasiert und modellgestützt mögliche Transitionspfade zur Förderung erneuerbarer Gase zu ermitteln und zu analysieren, und damit zur aktiven Gestaltung des künftigen Gasmarkts beizutragen.
Zunächst wird zu diesem Zweck das Energiesystemmodell MIREG (Model for the Integration of Renewable Gases) entwickelt und vorgestellt. Darin werden erneuerbare Gaserzeuger hinsichtlich ihrer techno-ökonomischen Performance sowie ihrer Treibhausgasemissionen detailliert systemdynamisch abgebildet. Die Kombination mit den relevanten Rohstoffmärkten (Strom- und Biomassemarkt) berücksichtigt Wechselwirkungen innerhalb des Energiesystems. Ein Gleichgewichtsmodell optimiert die resultierenden Gaspreise und Speichereinsätze und erlaubt die Abbildung eines Gasmarkts bei steigenden Anteilen erneuerbarer, dezentraler Gaserzeuger. Mithilfe einer Ausbauplanung können darüber hinaus Investitionsentscheidungen modellendogen getroffen werden.
Anschließend werden mit MIREG die Auswirkungen unterschiedlicher Förderinstrumente und wirtschaftlicher Entwicklung auf die Penetration erneuerbarer Gase szenariobasiert untersucht. Zusätzlich wird der Einfluss unterschiedlicher Bilanzierungen von Methanschlupf bei der Förderung von Erdgas auf die Ergebnisse analysiert sowie der Effekt singulärer Marktereignisse am Bespiel der Ukrainekrise betrachtet. Im definierten Business as Usual ist kein wesentlicher Ausbau erneuerbarer Erzeuger beobachtbar, was die Notwendigkeit zur Förderung erneuerbarer Gase nochmals verdeutlicht. Brennstoffförderungen, zinsfreie Kredite sowie ein verstärkter Ausbau erneuerbarer Stromerzeuger zeigen sich hierzu als wenig effektive Mittel. Stärker steigende CO2- und Grenzübergangspreise hingegen begünstigen den Zubau grüner Gase stark. So steigt der erneuerbare Anteil des Gasmixes im Modell auf 59,6%, wenn 2050 Grenzübergangspreise i.H.v. 110 €/MWh erreicht werden. Ein CO2-Preis von 304 €/t in 2050 führt zu 45,5% erneuerbaren Gasen. Investitionskostenförderungen unterstützen insbesondere Power-to-Gas-Anlagen. Die durchgeführte ökologische Parametervariation verdeutlicht die ökonomischen und ökologischen Konsequenzen der strikteren Bilanzierung von Vorkettenemissionen bei der Förderung von Erdgas.
In keinem der Szenarien kann bei weiterhin unterstelltem hohen Verbrauch eine vollständige Substitution fossilen Erdgases durch erneuerbare Gase erreicht werden. Das resultierende CO2-Äquivalent des Gasmixes liegt u.a. dadurch stets deutlich über dem erneuerbaren Stroms. Dies führt zu den Forderungen, den Gasverbrauch Deutschlands zu senken, erneuerbare Gase für Anwendungen ohne Möglichkeit zur direkten Elektrifizierung vorzuhalten, die Bilanzierung von Vorkettenemissionen fossilen Erdgases kritisch zu hinterfragen, sowie – zusätzlich zu nationalen Anstrengungen – internationale Lieferketten zur Defossilisierung des Gasmarktes zu suchen.…
- Natural gas plays a dominant role in Germany’s current energy system. Recent analyses do not expect the demand for natural gas to decrease in the medium term either. At the same time, the discussion about the drivers, source and, above all, magnitude of fugitive methane emissions of the entire process chain challenges the role of natural gas as a bridge energy carrier towards climate neutrality. In this context, numerous technologies offer the potential to substitute natural gas with renewable alternatives. They hold significant potential to reduce greenhouse gas emissions but are not economically competitive under the current political and economic boundary conditions. Thus, the mainNatural gas plays a dominant role in Germany’s current energy system. Recent analyses do not expect the demand for natural gas to decrease in the medium term either. At the same time, the discussion about the drivers, source and, above all, magnitude of fugitive methane emissions of the entire process chain challenges the role of natural gas as a bridge energy carrier towards climate neutrality. In this context, numerous technologies offer the potential to substitute natural gas with renewable alternatives. They hold significant potential to reduce greenhouse gas emissions but are not economically competitive under the current political and economic boundary conditions. Thus, the main objective of this thesis is to identify and analyse possible transition paths for the promotion of renewable gases on a scenario-based and model-supported basis. This aims to contribute to the active development of the future gas market.
For this purpose, this thesis develops and presents the energy system model MIREG (Model for the Integration of Renewable Gases). This model comprises a detailed system-dynamic representation of renewable gas producers with regard to their techno-economic performance and greenhouse gas emissions. The combination with relevant commodity markets (electricity and biomass markets) takes into account interactions within the energy system. An equilibrium model optimises the resulting gas prices and storage operations and allows to consider increasing shares of renewable, decentralised gas producers. An expansion planning enables the endogenous optimisation of investment decisions.
Subsequently, MIREG analyses the effect of different funding instruments and economic developments on the penetration of renewable gases on a scenario basis. In addition, the influence of methane slip of natural gas on the results as well as the effect of unique market events with the example of the Ukraine crisis is assessed. The defined Business as Usual does not lead to significant expansion of renewable gases, which again calls for appropriate funding schemes. Fuel subsidies, interest-free loans and an increased expansion of renewable electricity generation are not effective means to this end. Stronger increasing CO2- and border-crossing gas prices, on the other hand, strongly favour the expansion of green gases. The renewable share of the gas mix in the model increases to 59.6% if gas prices reach a level of 110 €/MWh in 2050. A CO2-price of 304 €/t in 2050 leads to 45.5% of renewable gases. Investment cost subsidies support Power-to-Gas plants in particular. The ecological parameter variation carried out illustrates the economic and ecological consequences of a stricter accounting of upstream emissions during natural gas production.
Complete substitution of fossil natural gas with an assumed persistently high demand by renewable gases is achieved in none of the scenarios. Inter alia due to this, the resulting CO2 equivalent of the gas mix remains significantly higher than that of renewable electricity. This leads to the claim to reduce Germany’s gas consumption, to reserve renewable gases for applications without the possibility of direct electrification, to critically question the accounting of upstream emissions of fossil natural gas, and – in addition to national efforts – to seek international supply chains to defossilise the gas market.…
Author: | Sebastian KolbORCiD |
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Persistent identifiers - URN: | urn:nbn:de:bvb:29-opus4-201849 |
Referee: | Jürgen Karl |
Advisor: | Jürgen Karl |
Document Type: | Doctoral Thesis |
Language: | German |
Year of publication: | 2022 |
Date of online publication (Embargo Date): | 2022/09/27 |
Publishing Institution: | Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU) |
Granting institution: | Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU), Technische Fakultät |
Acceptance date of the thesis: | 2022/07/28 |
Release Date: | 2022/10/04 |
Tag: | Bio-SNG; Biomethan; Energiesystemanalyse; Power-to-Hydrogen; Power-to-Methane; Synthetic natural gas; Szenarioanalyse |
Institutes: | Technische Fakultät / Department Chemie- und Bioingenieurwesen |
Dewey Decimal Classification: | 6 Technik, Medizin, angewandte Wissenschaften / 62 Ingenieurwissenschaften / 620 Ingenieurwissenschaften und zugeordnete Tätigkeiten |
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Licence (German): | ![]() |