In einem klimaneutralen Energiesystem werden große Mengen strombasierter synthetischer Energieträger, sogenannte Power-to-X, benötigt. Wasserstoff wird hierbei als das Schlüsselelement gesehen, da er sowohl als Energieträger, Energiespeicher oder Grundstoff zur Weiterverarbeitung dienen kann. Es ist zu erwarten, dass Mecklenburg-Vorpommern aufgrund seiner geografischen und demografischen Faktoren zukünftig neben seinem großen Beitrag zur erneuerbaren Energieerzeugung auch einen signifikanten Beitrag zur Wasserstofferzeugung leisten wird. 

Ziel der vorliegenden Masterarbeit ist es aufzuzeigen, welches Potential grüner Wasserstoff – das heißt aus erneuerbaren Energien CO₂-frei gewonnener Wasserstoff – für das Bundesland Mecklenburg-Vorpommern bietet. Als Forschungsfrage wurde daher untersucht, welche volkswirtschaftlichen Effekte sich in einem zukünftigen klimaneutralen Energiesystem durch eine grüne Wasserstoffwirtschaft für Mecklenburg-Vorpommern ergeben.

Zur Beantwortung wurde mittels Literaturrecherche ein Energieszenario für das Jahr 2050 aufgestellt und Mecklenburg-Vorpommerns Beiträge an erneuerbaren Energien, Wasserstofferzeugung und -verbrauch bestimmt. Zudem wurden geeignete ElektrolyseTechnologien und die zu erwartenden Kosten bestimmt. Es wurde eine Wertschöpfungskette aufgestellt und die durch Investitionen und Betrieb der dafür notwendigen Elektrolyse-Anlagen und zugehörigen Erneuerbare-Energien-Anlagen erzielte Bruttowertschöpfung und Beschäftigung errechnet.

Im Ergebnis wird eine jährliche Bruttowertschöpfung von 301 Mio. Euro erzielt. Dies entspricht 0,72 % der gesamten Bruttowertschöpfung Mecklenburg-Vorpommerns des Jahres 2019. Ein weiterer Vergleich mit einer vertrauten Wirtschaftssparte verdeutlicht die Aussagekraft: Die erzielte Bruttowertschöpfung entspricht etwa der Hälfte des Schiffs- und Bootsbaus von Mecklenburg-Vorpommern inklusive seiner maritimen Zulieferindustrie. Es zeigt sich daher deutlich, dass eine Wasserstoffwirtschaft ein enormes ökonomisches sowie ökologisches Potential für Mecklenburg-Vorpommern aufweist.

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Standort Wasserstoff.docxhaltsverzeichnis

1.1 Motivation …………………………………………………………………………………………………. 1

1.2 Ziele und Forschungsfrage ………………………………………………………………………….. 2

1.3 Methodische Vorgehensweise ……………………………………………………………………… 3

2.1 Klimawandel ……………………………………………………………………………………………… 4

2.2 Regionale Unterschiede in Deutschland ………………………………………………………… 5

2.3 Energie-Szenario zum Jahr 2050 …………………………………………………………………. 7

2.4 Notwendigkeit erneuerbarer Gase/PtX zur Sektorkopplung ………………………………11

2.5 Erzeugungspfade strombasierter Brenn-, Kraft- und chem. Grundstoffe……………..14

2.5.1 Begriffliche Definition ………………………………………………………………………..14

2.5.2 Erzeugungspfade …………………………………………………………………………….15

2.5.3 CO₂-Bezug ……………………………………………………………………………………..16

2.5.4 Herstellung Kohlenwasserstoff-basierter Energieträger ………………………….18

2.5.5 Ammoniak ………………………………………………………………………………………18

2.6 Die Farbbezeichnungen des Wasserstoffs …………………………………………………….19

2.7 Die Rolle von Importen ……………………………………………………………………………….20

2.8 Nationale Ausbaukapazitäten zur EE-Erzeugung ……………………………………………21

3.1 Allgemeine Beschreibung ……………………………………………………………………………24

3.2 Energetische Beschreibung …………………………………………………………………………26

3.3 Energie-Szenario 2050 für Mecklenburg-Vorpommern …………………………………….26

3.4 Netzentgelte und Ausfallarbeit ……………………………………………………………………..29

3.5 Energienetze …………………………………………………………………………………………….32

3.5.1 Stromnetz ……………………………………………………………………………………….32

3.5.2 Gasnetz ………………………………………………………………………………………….34

3.5.3 Wärmenetze ……………………………………………………………………………………36

4.1 Einleitung Wasserelektrolyse ………………………………………………………………………38

4.2 Thermodynamische Grundlagen ………………………………………………………………….39

4.3 Alkalische Elektrolyse (AEL) ………………………………………………………………………..41

4.4 Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse (PEMEL) …………………………………………42

4.5 Hochtemperatur-Elektrolyse (HTEL) ……………………………………………………………..44

4.6 Teil- und Überlastbarkeit der Elektrolyse ……………………………………………………….45

4.7 Wirkungsgradsteigerung der Elektrolyse durch Abwärmenutzung ……………………..46

5.1 Einleitung …………………………………………………………………………………………………48

5.2 Wasserstoff-Beimengung im Erdgasnetz ……………………………………………………….49

5.3 Schaffung eines Wasserstoffnetzes ……………………………………………………………..49

5.4 Wasserstoffspeicherung ……………………………………………………………………………..51

6.1 Einführung ………………………………………………………………………………………………..52

6.2 Grundlagen zur Prognose der Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte ……….55

6.2.1 Kosten und Wirkungsgrade Elektrolyse-Anlagen …………………………………..55

6.2.2 Kosten und Volllaststunden der EE-Anlagen ………………………………………..57

6.2.3 Wasserstoffproduktion in Mecklenburg-Vorpommern …………………………….58

6.2.4 Wasserstoffverbrauch in Mecklenburg-Vorpommern ……………………………..59

6.2.5 Kapazitäten an Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen in MV …………………..59

6.2.6 Importquote als wesentlicher Einflussfaktor ………………………………………….60

6.2.7 Vorleistungen als weiterer wesentlicher Einflussfaktor……………………………61

6.2.8 Beschäftigungseffekte in Mecklenburg-Vorpommern ……………………………..63

6.3 Prognose der Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte ……………………………..64

6.3.1 Qualitative Analyse …………………………………………………………………………..64

6.3.2 Berechnung der Bruttowertschöpfung …………………………………………………65

6.3.3 Berechnung der Einnahmen durch Wasserstoff-Export ………………………….68

6.3.4 Berechnung der Beschäftigungseffekte ……………………………………………….68

6.3.5 Ergebnisse der Berechnungen aller Szenarien ……………………………………..68

6.3.6 Einordnung der Ergebnisse ……………………………………………………………….70

7.1 Reallabore ………………………………………………………………………………………………..71

7.2 Praxisbeispiele ………………………………………………………………………………………….74

7.2.1 Kürzlich fertig gestellte oder in Bau befindliche Projekte…………………………74

7.2.2 Zukünftige Projekte ………………………………………………………………………….77

7.2.3 Rückblick ………………………………………………………………………………………..78

8.1 Standortfaktoren ………………………………………………………………………………………..79

8.2 Beispielhafte Auslegung von Elektrolyse-Anlagen für einige Fernwärmenetze

basierend auf der Abwärmenutzung ……………………………………………………………………81

9.1 Fazit ………………………………………………………………………………………………………..83

9.2 Diskussion ………………………………………………………………………………………………..85

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Flächenverteilung der Bundesländer ……………………………………………………….. 5

Abbildung 2: Bevölkerungsanteile der Bundesländer an der Gesamtbevölkerung Deutschl. . 5

Abbildung 3: Anteile der Länder an bundesweiter EE-Erzeugung …………………………………… 6

Abbildung 4: Anteile EE am Bruttostromverbrauch des jeweiligen Bundeslandes……………… 6

Abbildung 5: Anteile der Länder am bundesweiten Bruttostromverbrauch ……………………….. 6

Abbildung 6: Anteile der Länder am bundesweiten Primärenergieverbrauch ……………………. 6

Abbildung 7: Bundesweiter Bedarf an Power-to-X-Produkten in 2050 n. Referenz-Studie ….10

Abbildung 8: Entwicklung der Primärenergie und Energieimporte ………………………………….11

Abbildung 9: Bundesweite Wasserstoffnachfrage 2050 nach Bereichen n. Referenz-Studie 14

Abbildung 10: Erzeugungspfade strombasierter Energieträger (PtX) ………………………………16

Abbildung 11: Die Farben des Wasserstoffs mit Angabe der jeweiligen Energiequelle ………19

Abbildung 12: Netzentgelte der letzten Jahre nach Bundesländern und Verbrauchergr. …….30

Abbildung 13: Temperaturabhängigkeit der Theoretischen Zersetzungsspannung ……………41

Abbildung 14: Druckabhängigkeit der Theoretischen Zersetzungsspannung ……………………41

Abbildung 15: Wertschöpfungskette einer Wasserstoffwirtschaft ……………………………………64

Abbildung 16: Bandbreite der Bruttowertschöpfung in Mecklenburg-Vorpommern ……………70

Abbildung 17: Bandbreite des Beschäftigungszuwachs in Mecklenburg-Vorpommern ………70

Abbildung 18: Modellplan des Reallabor Westküste 100 ………………………………………………73

Abbildung 19: Elektrolyse-Anlage FH2R mit Photovoltaik-Anlage …………………………………..75

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Energie-Szenarien für 2050: Energiemengen und Erzeugungsleistungen für

Deutschland zweier Studien im Vergleich …………………………………………………………………… 8

Tabelle 2: EE-Kapazitäten, Jahresbeiträge und Vollaststunden in 2050 n. Referenz-Studie .10

Tabelle 3: EE-Anteil nach Sektoren sowie am Gesamtenergieverbrauch in Deutschland …..12

Tabelle 4: Zusammenstellung der Potentiale, aktuellen installierten Leistungen inkl. der

Erzeugungsmengen sowie der Zielwerte der Referenz-Studie für 2050 ………………………….23

Tabelle 5: Daten zur Bruttowertschöpfung MVs und Deutschlands ………………………………..25

Tabelle 6: Anteil EE am Bruttostromverbrauch Deutschlands und MVs nach Jahren ………..26

Tabelle 7: Energie-Szenario zum Jahr 2050 für Mecklenburg-Vorpommern …………………….28

Tabelle 8: Ausfallarbeit und Entschädigungen in Deutschland und MV …………………………..31

Tabelle 9: Anteil Ausfallarbeit an bundesweiter EE-Erzeugung ……………………………………..31

Tabelle 10: Werte der Wasserstoffspaltung ………………………………………………………………..40

Tabelle 11: Temperaturniveaus der Elektrolyseverfahren ……………………………………………..46

Tabelle 12: Vorlauftemperaturen der Wärmenetze bzw. der geeigneten Anwendungen …….46

Tabelle 13: Investitionskosten der Elektrolyse-Technologien …………………………………………55

Tabelle 14: Wirkungsgrade von Elektrolyse-Anlagen n. Technologien heute u. in Zukunft …57

Tabelle 15: Kosten der EE-Anlagen…………………………………………………………………………..57

Tabelle 16: Vorleistungsanteile zu Investitionen und Betriebskosten ………………………………63

Tabelle 17: Beschäftigungsintensitäten Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen …………………63

Tabelle 18: Ergebnisse Szenario Maximale Importquote ………………………………………………69

Tabelle 19: Ergebnisse Szenario Referenz-Importquote ……………………………………………….69

Tabelle 20: Ergebnisse Szenario Minimale Importquote ……………………………………………….69

Tabelle 21: Steckbrief Norddeutsches Reallabor …………………………………………………………72

Tabelle 22: Steckbrief Reallabor Westküste 100 …………………………………………………………73

Tabelle 23: Steckbrief Reallabor GreenHydroChem …………………………………………………….74

Tabelle 24: Steckbrief Fukushima Hydrogen Energy Research Field, Japan ……………………75

Tabelle 25: Steckbrief 20 MW PEM-Elektrolyse, Kanada ……………………………………………..76 Tabelle 26: Steckbrief REFHYNE, Nordrhein-Westfalen ……………………………………………….76

Tabelle 27: Steckbrief 24 MW PEM-Elektrolyse am Chemie- und Raffineriestandort Leuna .77

Tabelle 28: Steckbrief Grüne Stahlproduktion ArcelorMittals in Deutschland und weltweit …77

Tabelle 29: Steckbrief Elektrolyse-Anlage im Rostocker Seehafen …………………………………78

Tabelle 30: Steckbrief Demonstrations- und Innovationsprojekt RH₂ – WKA, MV ………………78

Tabelle 31: Elektrolyseleistungen für die Warmwasserbereitstellung in ausgewählten

Fernwärmenetzen ………………………………………………………………………………………………….82

Abkürzungsverzeichnis

Allgemeines

bspw.	beispielsweise
k. A.	keine Angabe
n. v.	nicht verfügbar
u. a.	unter anderem
z. B.	zum Beispiel
AEL	Alkalische Elektrolyse
AWZ	Ausschließliche Wirtschaftszone (Meeresgebiet)
EE	erneuerbare Energie(n)
GW	Gigawatt
GWh	Gigawattstunden
HHV	engl. für Higher Heating Value, Brennwert Hs,  ehemals oberer Heizwert Ho
HTEL	Hochtemperatur-Elektrolyse
LHV	engl. für Lower Heating Value, Heizwert Hi,  ehemals unterer Heizwert Hu
MV	Mecklenburg-Vorpommern
PEMEL	Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse
PtX	Power-to-X
THG	Treibhausgas
THGE	Treibhausgasemissionen
TRL	engl. für Technology Readiness Level, Technologie-Reifegrad
TWh	Terawattstunden

Institutionen, Verbände, etc.

AEE	Agentur für Erneuerbaren Energien
AGFW	Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK
BDEW	Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft
BMBF	Bundesministerium für Bildung und Forschung
BMU	Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit
BMWi	Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
BNetzA	Bundesnetzagentur
dena	Deutsche Energie-Agentur
DVGW	Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches
ENTSOG	European Network of Transmission System Operators for Gas
FNB Gas	Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas
IEA	International Energy Agency
IKEM	Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität
ISE	Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme
IWES	Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme
LAK	Länderarbeitskreis Energiebilanzen
LBST	Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH
LEE MV	Landesverbandes Erneuerbare Energien MV
UBA	Umweltbundesamt
ÜNB	Übertragungsnetzbetreiber

      Einleitung

1.1     Motivation

Um den immer weiter voranschreitenden Klimawandel zu stoppen, ist eine vollständige Energiewende notwendig. Aber auch volkswirtschaftlich gesehen ist der Umstieg auf ein vollständig klimaneutrales Energiesystem sinnvoll, da die Kosten hierfür gleich oder sogar niedriger ausfallen können, als in einem fossilen Energiesystem (Matthes et al., 2017). Zudem sind die gesamtwirtschaftlichen Schäden in Folge der Klimakrise bei einem „weiter so“ immens: Die globale Wirtschaftsleistung werde im Jahr 2100 um sieben bis 14 Prozent geringer ausfallen, als es bei einer erfolgreichen Klimapolitik unter Einhaltung des 1,5°C-Ziels der Fall sei (Wille, 2020). 

Bei der Transformation können bereits beachtliche Erfolge verbucht werden: So betrug der Anteil erneuerbarer Energien (EE) am Bruttostromverbrauch im Jahr 2020 bereits über 45,4 % (Umweltbundesamt [UBA], 2021b). Es gibt im Verlauf eines Jahres Tagesabschnitte an denen bereits mehr Energie aus erneuerbaren Quellen erzeugt wird, als im gesamten Stromsektor verbraucht werden kann (Bundesnetzagentur [BNetzA], o. D. c)^[1],[2]. Jedoch sind diese Erfolge größtenteils im Sektor Strom zu beobachten, wohingegen die anderen Sektoren Wärme und Verkehr nur geringe EE-Anteile aufweisen (UBA, 2021b). Daran zeigt sich, dass bisher verstärkt nur der Stromsektor, aber – Sinne einer vollständigen Energiewende – zu wenig die anderen Sektoren im Fokus standen. 

Für das Gelingen der Energiewende im Ganzen – das heißt die vollständige Klimaneutralität über alle Sektoren hinweg – ist es unabdingbar, eine enge Verzahnung zwischen den Sektoren zu erreichen. Diese Verzahnung und die vollständige Klimaneutralität der Energiewirtschaft können ideal auf Basis des Energieträgers Wasserstoff erreicht werden: Wasserstoff bietet den großen Vorteil, äußerst flexibel eingesetzt zu werden, denn Wasserstoff kann sowohl als Energieträger, als auch als Energiespeicher verwendet werden. Mit Wasserstoff und seinen Folgeprodukten können daher auch Bereiche klimaneutral werden, die nur schwerlich direkt auf erneuerbare Energieformen umgestellt werden können; beispielsweise die Schifffahrt, der Flugverkehr oder auch die Stahlindustrie. (Dambeck et al., 2020; Bundesministerium für

Wirtschaft und Energie [BMWi], 2020a)

Die Politik hat dieses große Potential erkannt und mit Verabschiedung sowohl der Europäischen Wasserstoffstrategie auf europäischer Ebene (European Commission, 2020) als auch der Nationalen Wasserstoffstrategie auf Bundesebene (BMWi, 2020a) im Juli/Juni 2020 klare Wege gezeichnet, welche Rolle Wasserstoff zukünftig und langfristig einzunehmen vermag. Nun gilt es, diese Umstellung aktiv mitzugestalten. 

1.2     Ziele und Forschungsfrage

Es ist zu erwarten, dass Mecklenburg-Vorpommern bei dem Wandel zu einem auf erneuerbaren Energien basierten Energiesystem aufgrund seiner geografischen Lage im windreichen Norden, der Lage an der Ostsee und der geringen Bevölkerungsdichte  einen großen Beitrag zur erneuerbaren Energieerzeugung leisten wird, wie sich bereits heute abzeichnet. Durch die mögliche Nähe zu den erneuerbaren Energiequellen sind hier vorteilhafte Bedingungen für eine wirtschaftlich effiziente Herstellung, Lagerung und Weiterverarbeitung von grünem Wasserstoff gegeben. 

Diese Masterarbeit soll das Potential aufzeigen, das grüner Wasserstoff – das heißt aus erneuerbaren Energien CO₂-frei gewonnener Wasserstoff – für das Bundesland MecklenburgVorpommern bietet. Dazu sollen die volkwirtschaftlichen Effekte abgeschätzt werden, die eine zukünftige grüne Wasserstoffwirtschaft dem Bundesland bietet und welche Beschäftigungseffekte resultieren. Es sollen ergänzend die in Betracht kommenden Produktionstechnologien für Wasserstoff und beispielhafte aktuelle Projekte vorgestellt werden, um den Praxisbezug herzustellen. Zudem sollen Standortfaktoren für WasserstoffProduktions-Anlagen als Denkanstöße für Pilot- und Aufwuchsprojekte beschrieben werden. Damit sollen als wesentliches Ziel Impulse an Politik, Wirtschaft und Wissenschaft gegeben werden, damit jetzt und in Zukunft die Weichen richtig gestellt werden und das Bundesland über alle Bereiche hinweg vom bevorstehenden Wandel des Energiesystems hin zu vollständiger Klimaneutralität über den Energieträger Wasserstoff profitieren wird. 

Die Forschungsfrage dieser Arbeit lautet daher: Welche volkswirtschaftlichen Effekte ergeben sich in einem zukünftigen klimaneutralen Energiesystem, basierend auf erneuerbaren Energien, durch eine grüne Wasserstoffwirtschaft für Mecklenburg-Vorpommern? Dazu wird der Frage nachgegangen, welchen Beitrag das Bundesland an der bundesweiten Wasserstoffnachfrage leisten wird und welchen Beitrag es an erneuerbaren Energien am bundesweiten Energiemix einbringen wird. Zudem wird die Frage untersucht, welche Technologien zur Herstellung von Wasserstoff in Betracht kommen und wie der Transport des Wasserstoff erfolgen wird. 

1.3     Methodische Vorgehensweise

Das Ausmaß der volkswirtschaftlichen Effekte durch eine Wasserstoffwirtschaft für Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern ist im Wesentlichen abhängig von der zukünftigen Wasserstoffnachfrage und wieviel davon in Deutschland und in MecklenburgVorpommern hergestellt oder im Gegenzug importiert wird. Dafür wurde in den Grundlagen aufgezeigt, wie ein zukünftiges Energie-Szenario aussieht und warum und in welchen Mengen erneuerbare Gase wie Wasserstoff benötigt werden. Es wurden dafür per Literaturrecherche verschiedene Studien zu Energieszenarien bis zum Jahr 2050 verglichen und eine als besonders geeignet erscheinende Studie als Referenz-Studie definiert. Anschließend wurden als Beleg für die Machbarkeit der benötigten EE-Erzeugung nach Energie-Szenarien die nationalen Ausbaupotenziale für die EE ermittelt. Hierbei wurde auch erörtert, in welchem Umfang Wasserstoff-Importe voraussichtlich zum Energie-Szenario beitragen werden. Da der Anteil Importe schwerlich vorherzusagen ist, wurden drei verschiedene Importquoten als Szenarien definiert. Anschließend wurde des Bundeslandes Mecklenburg-Vorpommern hinsichtlich der wichtigsten Eigenschaften für eine Wasserstoff-Wirtschaft vorgestellt. Nun  wurde aus dem nationalen Energie-Szenario ein eigenes Energie-Szenario für MecklenburgVorpommern für 2050 entwickelt. Die in Frage kommenden Wasserstoff-ProduktionsTechnologien wurden unter Angabe des jeweiligen technischen Reifegrades vorgestellt und der Transport und die Speicherung des Wasserstoffs thematisiert. Mittels Literaturrecherche wurden für die entsprechenden Wasserstoff-Produktions-Technologien und EE-Anlagen zum Jahr 2050 prognostizierte Investitions- und Betriebskosten sowie Wirkungsgrade bzw. Volllaststunden ermittelt. Auf Grundlage dessen konnten nun die zur Erzeugung des

Wasserstoffs notwendigen Kapazitäten an Elektrolyse-Anlagen sowie dafür notwendige EEAnlagen in Mecklenburg-Vorpommern bestimmt werden. Es wurde eine Wertschöpfungskette für die Wasserstoffwirtschaft ermittelt sowie die im Bundesland umzusetzenden Anteile untersucht. Auch hier wurden drei Szenarien (Varianten) zur Abbildung der wirtschaftlichen Entwicklung des Bundeslandes und damit im Bundesland erwirtschaftbaren Anteile eingeführt. Mit diesen Daten konnten nun die Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte, die sich zum Jahr 2050 jährlich für Mecklenburg-Vorpommern ergeben, quantitativ für die verschiedenen Importquoten und die verschiedenen Varianten der wirtschaftlichen Entwicklung abgeschätzt werden. Im Anschluss wurde als Praxisbezug eine Auswahl aktueller Projekte und

Praxisbeispiele recherchiert, die im Regelfall die Errichtung größerer Elektrolyseure und ihre Einbindung in die regionale Wirtschaft beinhalten. Daher wurden abschließend Standortfaktoren für Elektrolyseanlagen in MV herausgearbeitet, um Denkanstöße für den Aufbau der Wasserstoff-Standorte zu geben.

      Grundlagen

2.1     Klimawandel

Der Klimawandel lässt sich nicht mehr leugnen, auf detaillierte Quellen soll hier aufgrund der in der Allgemeinheit umfänglich geführten Diskussion nicht weiter verwiesen werden. Die Politik erkennt dies zunehmend an und entwickelt Strategien für die Bekämpfung des Klimawandels: So wurde von der Europäischen Kommission im Auftrag des Europäischen

Parlaments das Ziel formuliert „Klimaneutralität bis 2050 – Eine langfristige strategische Vision für eine wohlhabende, moderne, wettbewerbsfähige und klimaneutrale EU-Wirtschaft“ (Europäische Kommission, 2019). Diese Strategie arbeitet auf da Ziel hin, die globale Erwärmung auf 1,5 °C im Vergleich zur vorindustriellen Zeit zu begrenzen.

Jüngst wurde das für diese Strategie notwendige Zwischenziel, bis 2030 eine Reduktion der Treibhausgase (THG) um 55 % im Vergleich zum Referenzjahr 1990 zu erreichen, von der EU und ihren Mitgliedsstaaten unter deutscher Ratspräsidentschaft bei den Vereinten Nationen eingereicht. Dieses Ziel muss nun von den EU-Mitgliedstaaten rechtlich verbindlich umgesetzt werden. (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit [BMU], 2020a)

Dazu hatte Deutschland das Bundes-Klimaschutzgesetz (KSG) im Jahr 2019 eingeführt, mit dem das verbindliche nationale Ziel zur Reduktion der Treibhausgasemissionen (THGE) von 55 % weniger bis 2030 und eine angestrebte Treibhausgasneutralität (THG-Neutralität) bis 2050 verabschiedet wurde. Im Klimaschutzplan 2050 (BMU, 2016) wiederum werden die langfristigen Einsparziele für die einzelnen Sektoren festgelegt. Die konkreten Maßnahmen, um die Einsparziele zu erreichen, werden im Klimaschutzprogramm 2030 (BMU, 2019) definiert.

Es gibt jedoch Kritik, dass diese Ziele nicht ausreichen, um einen Anstieg der Erderwärmung von mehr als 1,5 °C im Vergleich zur vorindustriellen Zeit zu vermeiden. Agora Energiewende beziffert die notwendige Reduktion der THGE auf 65 % weniger bis 2030 sowie eine notwendige vollständige Klimaneutralität bis 2050 (Dambeck et al., 2020). Eine kürzlich durch das Wuppertal-Institut durchgeführte Studie kommt sogar zu dem Ergebnis, dass eine Klimaneutralität bereits 2035 erreicht werden müsse (Kobiela et al., 2020). 

Ein Meilenstein wurde errungen, als kürzlich Ende April 2021 das Bundesverfassungsgericht einer Klage von Aktivistinnen und Aktivisten von Fridays for Future gegen das Klimaschutzgesetz stattgab und entschied, dass die Bundesregierung das Klimaschutzgesetz aus dem Jahr 2019 nachbessern muss. Im Kern hatte das Gericht festgestellt, dass die Politik deutlich mehr tun muss, um die Klimaziele des Pariser Klimaabkommen erreichen zu können.

(Zweites Deutsches Fernsehen, 2021)

Das Bundeskabinett hat sich bereits nur etwa zwei Wochen später auf ein neues Klimaschutzgesetz geeinigt. Dies sieht die Reduktion der THGE auf 65 % weniger bis 2030 vor sowie eine Klimaneutralität bis zum Jahr 2045. (tagesschau.de, 2021)

2.2     Regionale Unterschiede in Deutschland

In Abbildung 1 bis Abbildung 6 sind einige für die nachfolgenden Betrachtungen relevante regionale Unterschiede der Bundesländer visuell durch Angabe in Prozenten dargestellt. 

Abbildung 1: Flächenverteilung der Bundes-                     Abbildung 2: Bevölkerungsanteile der

länder     Bundesländer an der Gesamtbevölkerung

Deutschlands, Stand 2019

Quelle: Eigene Darstellung, Daten nach

Statistisches Bundesamt, 2020 Quelle: Eigene Darstellung, Daten nach Statistisches Bundesamt, 2020

Abbildung 3: Anteile der Länder an bundesweiter EE-Erzeugung, Stand 2016

Quelle: Eigene Darst., Daten nach Agentur für Erneuerbare Energien [AEE], o. D. b^[3]

Abbildung 4: Anteile EE am Bruttostromverbrauch des jeweiligen Bundeslandes, Stand 2016

Quelle: Eigene D., Daten nach AEE, o. D. f^3,[4]

Abbildung 5: Anteile der Länder am bundesweiten Bruttostromverbrauch

Quelle: Eigene Darstellung, Daten nach AEE, o. D. e³

Abbildung 6: Anteile der Länder am bundesweiten Primärenergieverbrauch 

Quelle: Eigene Darstellung, Daten nach AEE, o. D. a³

Während nördliche Bundesländer gering besiedelt sind und deren anteiliger Energieverbrauch niedrig ausfällt, werden dort große Mengen erneuerbarer Energien erzeugt. 

2.3     Energie-Szenario zum Jahr 2050

Vergleich der Energie-Szenarien 2050

Um das Ziel der THG-Neutralität bis zum Jahr 2050 zu erreichen, wurden von verschiedenen Institutionen Pfade und Szenarien errechnet. Die Studien^[5] sind sich dabei einig, dass die wesentlichen Energiequellen einer klimaneutralen Energiewirtschaft im Jahr 2050 Wind- und Solarenergie sein werden und strombasierte synthetische Energieträger, sogenannte Powerto-X-Produkte (kurz PtX, bspw. Wasserstoff), die Bindeglieder der Sektoren darstellt.

In Tabelle 1 sind Strombedarf, Erzeugungsleistungen und die notwendige Menge strombasierter synthetischer Energieträger (PtX) für ein Energie-Szenario 2050 zweier renommierter Studien gegenübergestellt. Die genannten Energiemengen verstehen sich auf ein Jahr bezogen, 2050, auf die Angabe „pro Jahr“ bzw. „/a“ wird in dieser Arbeit im Sinne einer besseren Übersichtlichkeit weitestgehend verzichtet. Das Klimaziel gibt an, welche Höhe der Reduktion der THGE bis zum Jahr 2050 im Vergleich zum Referenzjahr 1990 angesetzt wurden. 100 % versteht eine vollständige Klimaneutralität. Alle Reduktionen/Reduktionsziele in dieser Arbeit verstehen eine Reduktion der THGE im Vergleich zum Referenzjahr 1990. 

Tabelle 1: Energie-Szenarien für 2050: Energiemengen und Erzeugungsleistungen für

Deutschland zweier Studien im Vergleich

Studieerstellt durch, AuftraggeberSzenario	Klima-Ziel	Strombedarf in TWh	Install.LeistungWind + PV in GW	PtX gesamt in TWh	PtX Import in TWh(Anteil)	PtX heim. Produktion in TWh(Anteil)
Klimaneutrales Deutschlanda Prognos, Öko-Institut,Wuppertal-Institut im Auftrag von Agora Energie-wende,Agora Verkehrswende, StiftungKlimaneutralitätKlimaneutral 2050 (KN2050)	100 %	962	555	432	348(80,5 %)	84(19,5 %)
Klimapfade für Deutschlandb The Boston Consulting Group (BCG) und Prognos im Auftrag des Bundesverbandes derDeutschen Industrie (BDI)95 % Klimapfad	95 %	715	292	368	340(92,4 %)	28(7,6 %)

Quellen: ^a Dambeck et al., 2020, S. 29,30,51,53;  ^b Gerbert et al., 2018, S. 11,63,70

Die Studie „Klimaneutrales Deutschland“ (Dambeck et al., 2020) verfolgt in ihrem Szenario Klimaneutral 2050 (KN2050) das anzustrebende Ziel einer 100 %-igen Reduktion der THGE zum Jahr 2050. Die im Auftrag des Bundesverbandes der Deutschen Industrie (BDI) durchgeführte Studie „Klimapfade für Deutschland“ (Gerbert et al., 2018) zeichnet in ihrem schärfsten Szenario eine Reduktion der THGE um 95 %. Im direkten Vergleich ist erkennbar, dass die PtX-Energiemengen der beiden Studien nicht so weit auseinander liegen, die Differenz erklärt sich auch über das höhere Klimaziel. Weiterhin lässt sich erkennen, dass mit einem höheren Anteil heimisch erzeugter strombasierter Energieträger (PtX bzw. Wasserstoff) die notwendigerweise installierte EE-Leistung wesentlich steigt.

Eine Studie des Wuppertal Institut und DIW Econ (Merten et al., 2020) im Auftrag des Landesverbandes Erneuerbare Energien NRW e. V. hat mittels Metaanalyse zahlreiche Studien zu diesem Thema ausgewertet, die das Ziel einer 95 %-igen THG-Reduktion verfolgen. Dabei wurde eine Bandbreite für den Wasserstoffbedarf in Deutschland in 2050 von 200 TWh bis 450 TWh (S. 15) ermittelt, die notwendige installierte Leistung erneuerbarer Energien beträgt im Mittelwert 554 GW (S. 67). 

Die Studie „Klimaneutrales Deutschland“ (Dambeck et al., 2020) ermittelt in ihrem Szenario KN2050 über PtX bereitgestellte Endenergie in Höhe von 432 TWh, davon einen Wasserstoffbedarf von 268 TWh. Diese Menge liegt im unteren Mittelfeld der durch die Metanalyse ermittelten Bandbreite. Weiterhin benennt die Studie eine installierte Leistung erneuerbarer Energien von 562 GW, davon 555 GW Windenergie und PV. Dies liegt sehr nahe an dem Mittelwert nach Metaanalyse. Die Studie „Klimaneutrales Deutschland“ (Dambeck et al., 2020) mit Bezug auf deren Szenario Klimaneutral 2050 (KN2050) scheint damit gut geeignet zu sein als Referenz für weitere Betrachtungen und wird daher im Folgenden als „Referenz-Studie“ bezeichnet, spätere Rechnungen werden auf sie bezogen. Der Bezug auf das entsprechende Szenario wird eingeschlossen. Auf die wiederholte Angabe des vollständigen Quellenverweises wird zur besseren Lesbarkeit nachfolgend verzichtet. 

Die Referenz-Studie setzt weiterhin an, dass rund 31 % des Wasserstoffs in Deutschland produziert wird, eine Bestätigung der Plausibilität der angesetzten Importhöhe wird im Kapitel 2.7 aufgeführt.

Trotz der erfreulichen Überarbeitung des Klimaschutzgesetzes (siehe Kapitel 2.1), das Ziel der Klimaneutralität in Deutschland bereits zum Jahr 2045 erreichen zu wollen, konzentriert sich diese Arbeit weiterhin auf das Zieljahr 2050, da sich die untersuchten Studien hinsichtlich Energieszenarien, Kostenentwicklungen, Wirkungsgraden etc. noch auf das Jahr 2050 beziehen.

Die mit dem Begriff Power-to-X bzw. PtX bezeichneten strombasierten synthetischen Energieträger werden im Kapitel 2.5 genauer erläutert.

Details der Referenz-Studie 

Im Detail ermittelt die Referenz-Studie zum Jahr 2050 im betrachteten Szenario KN2050 einen Primärenergieverbrauch von 6.573 PJ (1.826 TWh). Die prognostizierten EE-Kapazitäten,

Jahresbeiträge (Nettostromerzeugungen) und Volllaststunden nach Referenz-Studie sind in 

Tabelle 2 dargestellt. Rund 97 % der Nettostromerzeugung werden demnach durch Windenergie und Photovoltaik erbracht, die Gesamtnettostromerzeugung betrage 898 TWh, wobei 49 TWh abgeregelt werden. Die Volllaststunden für Windenergie seien auf Basis eigener Abschätzungen und Berechnungen bezüglich technischer Entwicklungen sowie ertragsmindernder Effekten wie Verschattung, Redispatch und anderer Faktoren ermittelt worden. 

Tabelle 2: EE-Kapazitäten, Jahresbeiträge und Vollaststunden in 2050 nach Referenz-Studie

Energieform	Installierte Leistung in GW	Nettostromerzeugung in TWh	Volllaststunden in h/a	Daraus errechn.(Jahres-)Nutzungsgrad
Wind Onshore	130	288	2.200	25,1 %
Wind Offshore	70	254	3.650	41,7 %
Photovoltaik	355	331	932	10,6 %
Wind und PV gesamt	555	873

Quelle: Referenz-Studie

Der Gesamtbedarf an PtX-Produkten, in der Studie bezeichnet mit „Wasserstoff, sonstige synthetische Brennstoffe und Feedstocks“, beträgt insgesamt 432 TWh in 2050. Davon beträgt der Bedarf an Wasserstoff die bereits genannten 268 TWh, wovon 84 TWh (rund 31 %) in Deutschland produziert und 184 TWh importiert werden. Weiterhin werden 164 TWh an „sonstigen synthetischen Brennstoffen und Feedstock importiert“ (d.h. PtX ohne Wasserstoff), darin enthalten auch 19 TWh für Schiff- und Luftfahrt. Abbildung 7 veranschaulicht noch einmal die genannten PtX-Mengen:

Abbildung 7: Bundesweiter Bedarf an Power-to-X-Produkten in 2050 nach Referenz-Studie

Quelle: Eigene Darstellung, Daten nach Referenz-Studie

Entwicklung der Primärenergie und Energieimporte

Der Anteil an Importen am deutschen Primärenergieverbrauch im Jahr 2018 von 13.106 PJ (3.641 TWh) betrug 70,1 %. Die größten Anteile am Primärenergieverbrauch hatten Mineralöle mit 34 %, Erdgas mit 23,4 % sowie Stein- und Braunkohle mit zusammen 22,2 %; der Anteil der EE betrug wiederum 13,8 %, Kernenergie 6,3 % und „Andere“ 0,4 % (Über- oder Unteranteile in dieser Arbeit können sich aufgrund der begrenzten Anzahl aufgeführter

Nachkommastellen ergeben). (BMWi, 2019b)

Auf Erdgasimporte und -Verwendung wird im Kapitel 3.5.2 im Rahmen der Thematisierung des Gasnetzes eingegangen.

In einem vollständig klimaneutralen Energiesystem findet somit ein grundlegender Wechsel zu einer verstärkt inländischen Wertschöpfung statt, da die

Energiebereitstellung nicht mehr auf fossilen Brennstoffen basiert, die zum größten Teil nur durch Importe gedeckt werden müssen. Stattdessen wird sie durch erneuerbare Energien zur Verfügung gestellt, die auch umfangreich in Deutschland installiert werden. So werden im Jahr 2050 nur noch 348 TWh PtX-Produkte (Wasserstoff und weitere PtX-Produkte) importiert – ein geringer Teil verglichen mit einem Primärenergiebedarf von dann 1.826 TWh (Referenz-Studie). In Abbildung 8 ist die Entwicklung der Primärenergie und der Energieimporte dargestellt.

Abbildung 8: Entwicklung der Primärenergie und Energieimporte

Quellen: BMWi, 2019b; Referenz-Studie

2.4    Notwendigkeit erneuerbarer Gase/PtX zur Sektorkopplung

Klassische Sektorkopplung

Energieverbräuche können in die drei Sektoren Strom, Wärme und Verkehr aufgeschlüsselt werden. Während zuletzt im Sektor Strom mit 45,4 % bereits ein hoher EE-Anteil zu beobachten ist, schwächeln die Bereiche Wärme mit 15,2 % und Verkehr mit 7,3 %. Die geringen Anteile der Sektoren Wärme und Verkehr führen zu einem ebenfalls nur geringen EE-Anteil am Gesamtenergieverbrauch von 19,3 %. Tabelle 3 zeigt die EE-Anteile der letzten

Jahre nach Sektoren. (UBA, 2021b)

Tabelle 3: EE-Anteil nach Sektoren sowie am Gesamtenergieverbrauch in Deutschland 

Es ist abzulesen, dass im Sektor Verkehr der EE-Anteil konstant gering ist, während im Sektor Wärme zumindest ein schwacher Anstieg zu erkennen ist. 

Eine differenziertere Betrachtung der Sektoren wurde im Bundes-Klimaschutzgesetz (KSG) vorgenommen. Hier werden, anders als zuvor genannt, nicht drei Sektoren betrachtet, die THGE der Verbräuche werden stattdessen in sieben Sektoren aufgeteilt: Energiewirtschaft, Industrie, Gebäude, Verkehr, Landwirtschaft, Abfall sowie den Sektor Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (kurz LULUCF). Dies soll an dieser Stelle nur informativ genannt sein, für die hier untersuchte Arbeit reicht die einfache Einteilung in die drei Sektoren Strom, Wärme und Verkehr.

Notwendigkeit erneuerbarer Gase / Power-to-X

In der Vergangenheit wurde den Sektoren Wärme und Verkehr bei der Energiewende eine zu geringe Aufmerksamkeit geschenkt, wie der geringe EE-Anteil in den beiden Sektoren zeigt. Dies soll sich ändern, mit Voranschreiten der Energiewende und ambitionierteren Klimazielen wird die Sektorkopplung immer wichtiger, sind sich die zuvor genannten Studien einig^[6]. Um die Sektoren Wärme und Verkehr umfassend zu erreichen, werden demnach als Schlüsselelement erneuerbare Gase / Power-to-X-Produkte (kurz PtX) benötigt.

Erneuerbare Gase und andere PtX-Produkte ermöglichen demzufolge auch den Ausgleich der volatilen EE-Strombereitstellung, insbesondere über längere Zeiträume und können damit als Speicher dienen. Zur Erfüllung dieser Schlüsselaufgabe der Sektorkopplung wird grüner Wasserstoff als erneuerbares Gas in den Studien als der notwendige Grund-Baustein gesehen. Die Studien haben dafür entsprechende benötigte Mengen an klimaneutral erzeugten PtX-Produkten ermittelt, diese schließen sowohl gasförmige (z. B. Wasserstoff) als auch flüssige synthetische Energieträger ein. Deutschland hat vor diesem Hintergrund zur Förderung des Wasserstoffs im Sommer des Jahres 2020 die

„Nationale Wasserstoffstrategie“ (kurz: NWS) (BMWi, 2020a) verabschiedet. Benannte Ziele dieses Konjunkturprogramms sind:

•        Wasserstofftechnologien zur Markfähigkeit bringen.

•        Regulatorische Voraussetzungen für den Markthochlauf einer Wasserstoffwirtschaft schaffen.

•        Deutschland als Technologieinnovator stärken.

•        Die nationale Versorgung mit CO2-freiem Wasserstoff aufbauen, langfristig aus rein grünem Wasserstoff.

Die Bundesregierung prognostiziert im Rahmen der NWS einen Wasserstoffbedarf in Deutschland von ca. 90 TWh bis 110 TWh zum Jahr 2030. Hierfür sollen in Deutschland Wasserstoff-Erzeugungsleistungen von bis zu 5 GW entstehen (entsprechen 14 TWh an Wasserstoff) zuzüglich der notwendigen On- und Offshore-Windenergie. Die Bundesregierung sieht darin einen heimischen Anteil der Wasserstoffproduktion zum Jahr 2030 von rund 14 %, der restliche Teil wird importiert.

Wie bereits aufgezeigt wurde, beziffert die Referenz-Studie eine Wasserstoffnachfrage in

Deutschland in 2050 von 268 TWh, wovon rund 31 % in Deutschland hergestellt werden. In Abbildung 9 ist die Wasserstoffnachfrage nach Bereichen dargestellt. 

Abbildung 9: Bundesweite Wasserstoffnachfrage in 2050 nach Bereichen nach Referenz-Studie 

Quelle: Eigene Darstellung, Daten nach Referenz-Studie (S. 29, 54, 58)

Für den Bereich Verkehr werden nach Referenz-Studie neben den 40 TWh Wasserstoff, die fast ausschließlich im Straßengüterverkehr benötigt werden, weitere 19 TWh grüner Flüssigtreibstoff (PtL) benötigt für Schiff- und Luftfahrt sowie eine geringe Menge verbleibender Fahrzeuge mit Verbrennungskraftmotoren. 

Der Einsatz von 156 TWh Wasserstoff für Strom und Fernwärme teilt sich nach ReferenzStudie in die beiden Gruppen wie folgt auf: die Nettostromerzeugung durch Rückverstromung (saisonal) gespeicherten Wasserstoffs beträgt von 61 TWh, dies entspricht 6,5 % der gesamten Nettostromerzeugung. Die Fernwärmeerzeugung aus Wasserstoff beträgt 37 TWh (die Fernwärmeerzeugung insgesamt beträgt 150 TWh). Die Differenz (58 TWh) entfällt auf Umwandlung, Transport, Lagerung etc. 

2.5     Erzeugungspfade strombasierter Brenn-, Kraft- und chem. Grundstoffe

2.5.1 Begriffliche Definition

Um das Ziel einer klimaneutralen Energieversorgung zu erreichen, kann erneuerbarer elektrischer Strom zu einer Vielzahl verschiedener synthetischer Energieträger gewandelt werden. Die Herstellung von Wasserstoff per Wasserelektrolyse bildet dabei stets den zentralen ersten Schritt, dieser Schritt wird im speziellen auch bezeichnet als Power-to-H2 (kurz PtH2). Der Wasserstoff kann direkt verwendet oder weiterverarbeitet werden zu anderen strombasierten Energieträgern, beispielsweise flüssigem Benzin, Kerosin oder Methanol. Entsprechende Erzeugungspfade sind im Folgekapitel 2.5.2 aufgeführt. Die Bezeichnung Power-to-X (kurz PtX) steht als Sektorkopplung stellvertretend für die Herstellung sämtlicher chemischer Energieträger aus erneuerbarem elektrischem Strom als auch seine Überführung in andere Energieformen, sei es die Herstellung von gasförmigen Energieträgern, allgemein bezeichnet als Power-to-Gas (PtG), die Herstellung von flüssigen Energieträgern, allgemein bezeichnet als Power-to-Liquid (PtL) sowie die direkte Stromnutzung in anderen Sektoren, beispielsweise im Wärmesektor als Power-to-Heat (PtH). Power-to-Heat umfasst neben der direkten Stromnutzung auch den Pfad über die Herstellung chemischer Energieträger für Transport oder Speicherung und späterer Wandlung in Wärme.

Für die Analysen im Rahmen dieser Arbeit wird sich mit den Begriffen „PtX“ und „PtXProdukten“ auf sämtliche Pfade zur Herstellung strombasierter Energieträger (Brenn, Kraft- und chem. Grundstoffen) beschränkt, die direkte Stromnutzung wird nicht berücksichtigt. Je nach Einsatzzweck kann zudem eine Einteilung erfolgen in die Sammelbegriffe Power-toFuels (PtF) für Mobilitätsanwendungen, der die Anwendungen Power-to-Gas und Power-to-

Liquid zusammenfasst, Power-to-Chemicals (PtChem) für die Industrie sowie Power-to-X-toPower für den Stromsektor, bei dem erneuerbarer Strom zur Langzeitspeicherung über

Elektrolyse in chemische Energieträger gewandelt und später wieder rückverstromt wird.

(Köllner, 2021; Sterner et al., 2017; Dambeck et al., 2020; BMWi, 2020a) 

In einem klimaneutralen Energiesystem ist als Energie-Quelle für sämtliche Power-to-XAnwendungen vollständig erneuerbarer Strom erforderlich, ansonsten ist die Klimaneutralität nicht gegeben.

2.5.2 Erzeugungspfade

Strombasierte chemische Energieträger (PtX) können grundsätzlich in drei Kategorien unterschieden werden. Die direkte Verwendung des Wasserstoffs bildet die erste Kategorie. Da Wassersoff im Grundzustand eine äußerst geringe volumetrische Energiedichte aufweist, muss er, um transportiert werden zu können, verdichtet, verflüssigt oder der Hydrierung unterzogen werden. Als zweite Kategorie kann der Wasserstoff über verschiedene Verfahren weiter verarbeitet werden zu gasförmigen und flüssigen Kohlenwasserstoff-basierten Energieträgern wie Methan, Methanol, Kraftstoffen wie Benzin, Diesel, Kerosin sowie Wachsen als auch Naphtha für die Chemieindustrie. (Sterner et al., 2017; Dambeck et al., 2020; Kreidelmeyer et al., 2020) 

Als dritte Kategorie wird zunehmend die Eignung von Ammoniak als synthetischer Energieträger betrachtet, er könnte beispielsweise fossile Kraftstoffe im Schiffsverkehr ersetzen (Heinemann et al., 2019). 

Im Folgenden sind die Erzeugungspfade der möglichen strombasierten Brenn-, Kraft- und chemischen Grundstoffe dargestellt. Für eine bessere Verständlichkeit sind Zwischenschritte nicht dargestellt. 

Abbildung 10: Erzeugungspfade strombasierter Energieträger (PtX) 

Quelle: Eigene Darstellung nach Sterner et al., 2017; Dambeck et al., 2020; Kreidelmeyer et al., 2020

Unter Hydrierung/LOHC (engl. für Liquid Organic Hydrogen Carriers) werden flüssige organische Wasserstoffträger verstanden, mit denen Wasserstoff in hoher Energiedichte als „Diesel-ähnliche“ Flüssigkeit bei Umgebungsbedingungen gespeichert werden kann. Wasserstoff wird hierbei chemisch an ein Trägerfluid gebunden und damit eingespeichert, dies erfolgt in einer exothermen (d.h. unter Abgabe von Wärme) katalytischen Hydrierreaktion. Bei Bedarf kann der Wasserstoff wieder freigesetzt werden, dies erfolgt als endotherme (d.h. unter Zugabe von Wärme) katalytische Reaktion (Dehydrierung). Im Idealfall wird die organische Trägerflüssigkeit in diesem Kreislauf nicht verbraucht. Verschiedene Verfahren sind in der Erforschung. (Sterner et al., 2017)

Wasserstoff kann neben den gezeigten Varianten der Kompression, Verflüssigung und Hydrierung/LOHC auch in Metallhydrid-Speichern eingelagert werden. Bei Metallhydridspeichern handelt es sich um chemische Verbindungen oder Legierungen, die Wasserstoff in einem Metallgitter einlagern. Die Reversibilität und Speicherdichte sind allerdings begrenzt, die Speicher weisen ein hohes Gewicht auf. (Kurzweil & Dietlmeier, 2018) 

Für den breiten Einsatz in einer klimaneutralen Energiewirtschaft erscheinen Metallhydridspeicher daher weniger geeignet. 

2.5.3 CO₂-Bezug

Für die Herstellung von Kohlenwasserstoff-basierten Produkten wird CO₂ benötigt, für den Bezug des CO₂ sind verschiedene Verfahren möglich. CO₂ kann aus einem Abgasstrom, Industrieprozess oder der Luft gewonnen bzw. abgetrennt werden. Die Abtrennung aus der Luft wird als Direct Air Capture (DAC) bezeichnet. Zu berücksichtigen sind bei den Verfahren

– im Blick auf ein zukünftiges klimaneutrales Energiesystem – in absteigender Reihenfolge der Wichtigkeit die Umweltwirkung, die Verfügbarkeit und die ökonomischen Aspekte. Denn bei allen Verfahren verbleibt ein gewisser Klimaeffekt: das Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg (ifeu) hat für die verschiedenen Verfahren die Klimaeffekte errechnet (Fröhlich et al., 2019). Direct Air Capture, unter Verwendung von Wind Offshore als Stromquelle, kommt auf einen Global Warming Wert (GWP) von 0,07 kg CO₂eq. Wenn zudem eine lastfreie Wärmequelle (d.h. beispielsweise Abwärme) verwendet wird, ergibt sich ein GWP von 0,05 kg CO₂eq. Die Nutzung von Abgasen einer Müllverbrennungsanlage (MVA) ergibt einen GWP von 0,05 kg CO₂eq, die Abtrennung bei einem Zementwerk mit Wind Offshore als Stromquelle und einer lastenfreien Wärmequelle einen GWP von 0,01 kg CO₂eq und die Nutzung von Biomethan und Wind Offshore als Stromquelle ergibt einen GWP von 0,001 kg CO₂eq. Bei biogenen CO₂-Quellen erfolgt die Gewinnung aus Prozessen, die nachhaltige Biomasse als Ausgangsstoff nutzen. Das Angebot von Biomasse ist jedoch begrenzt und folglich das daraus verfügbare CO₂-Potential ebenfalls. Die Dekarbonisierung der Zement-Industrie wiederum steht dem Bezug des CO₂ entgegen, daher ist dieser Pfad auch zu hinterfragen. Sinnvoll sind entsprechend die Abtrennung aus den Abgasen von MVA, Direct Air Capture sowie, soweit konfliktfrei verfügbar, Biomasse. Da Luftmengenmäßig uneingeschränkt zu Verfügung steht, stellt die Gewinnung des CO₂ aus der Luft (Direct Air Capture) im Schaubild den wesentlichen Pfad des CO₂-Bezugs dar. Allerdings befindet sich die Technologie derzeit noch in einer frühen Demonstrationsphase, Anlagen im großindustriellen Maßstab existieren noch nicht. Die technische Machbarkeit von DAC wurde jedoch bereits bestätigt. (Sterner et al., 2017; Heinemann et al., 2019)

Da die DAC-Technologie industriell bisher nur wenig verbreitet ist, sind die Kosten für aktuell verfügbare kommerzielle Lösungen mit rund 600 €/tCO₂ noch sehr hoch – Kosten von unter 100 €/tCO₂ seien jedoch für größere Anlagen möglich (Helmholtz Klima Initiative, 2020). Ein Wissenschaftlicher Artikel in Energiewirtschaftliche Tagesfragen Heft 12 / 2019 von Autoren des Wuppertal Institut nennt, basierend auf einer techno-ökonomischen Bewertung, für DAC prognostizierte Kosten zum Jahr 2050 von 38–71 €/tCO₂ (Viebahn et al., 2019 zitiert nach Fasihi et al., 2019).

Um die Klimaziele zu erreichen, wurde zu Beginn des Jahres 2021 in Deutschland die sogenannte „CO₂-Bepreisung“ (auch „CO₂-Preis“) eingeführt. Bisher hatte der bereits langjährig bestehende europäische Emissionshandel (EU-ETS) im Wesentlichen nur für die Energiewirtschaft und weite Teile der Industrie preisliche Anreize zur Einsparung von Treibhausgasen geschaffen. Um auch außerhalb des EU-ETS Anreize für einen Umstieg auf klimaschonendere Technologien zu bilden, hat Deutschland die CO₂-Bepreisung als nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen eingeführt. Beginnend mit 25 €/tCO₂ in 2021 soll der Preis zum Jahr 2025 auf 55 €/tCO₂ steigen. (BMU, 2020b) 

Demgegenüber stieg auch der CO₂-Preis im EU-ETS-Handelssystem zuletzt auf über 50 Euro (56,16 Euro am 17.05.2021) an (Fröndhoff & Knitterscheidt, 2021). Angesichts der Annäherung der Preisentwicklungen für CO₂-Emissionen und Kostenentwicklungen der DAC-Technologie erscheint diese auch ökonomisch eine durchaus machbare Lösung.

2.5.4 Herstellung Kohlenwasserstoff-basierter Energieträger

Bei der hier dargestellten Methanisierung sowie bei der Methanol-Synthese handelt es sich um chemische Verfahren, nach den genannten Quellen (Sterner et. al., 2017; Kurzweil & Dietlmeier, 2018) sind jedoch auch biologische Verfahren in der Entwicklung, bisher allerdings noch nicht in größerem Maßstab. Inwieweit diese hochskaliert werden können, um die benötigten Produktmengen in einem klimaneutralen Energiesystem bereit zu stellen, bleibt abzuwarten. Zudem ist zu berücksichtigen, dass Biomasse nur begrenzt zur Verfügung steht (Referenz-Studie), demgegenüber steht ein hoher Gesamtenergiebedarf. 

Die chemische Methanisierung, Fischer-Tropsch-Synthese sowie chemische MethanolSynthese sind großtechnisch etablierte Technologien. Zur Verwendung des Kohlenstoffdioxids und Wasserstoffs als Ausgangsstoffe ist jedoch in einem vorgelagerten Schritt die Herstellung eines Synthese-Gas notwendig, hierfür kommt die Reversible Wassergas-Shift-Reaktion zur Anwendung. Bei der biologischen Methanisierung entfällt dieser vorgelagerte Schritt. (Sterner et al., 2017)

Eine junge aber äußerst vielversprechende Technologie stellt die direkte Methanol-Synthese dar, bei der flüssiges Methanol direkt aus Kohlenstoffdioxid und Wasserstoff erzeugt wird. Der kosten- und energieaufwändige Schritt über ein Synthesegas wird hierbei eingespart. An der Hochschule Stralsund wurde im Institut für Regenerative Energiesysteme eine entsprechende Umwandlungsanlage entwickelt und gebaut und kürzlich deren Erfolg demonstriert. (Hochschule Stralsund, 2020) 

2.5.5 Ammoniak

Ammoniak siedet bei bereits rund -33°C. Lagerung und Transport erfolgen entweder drucklos durch Kühlung auf rund -33°C oder bei Umgebungstemperatur bei einem Druck von rund 10 bar. Transport und Lagerung des Ammoniaks gestalten sich damit einfacher als die des Wasserstoffs. Ammoniak weist zudem eine höhere Energiedichte auf: 1 m³ flüssiges NH₃ bei 27°C enthält umgerechnet 106 kg H₂, im Vergleich sind dies 36 kg mehr als flüssiges H₂ aufweist und 66 kg mehr als ein H₂-Druckspeicher bei 700 bar und 20°C aufweist. Zu den Nachteilen zählt jedoch, dass es sich um ein giftiges und umweltschädliches Gas handelt, welches außerdem eine starke Korrosivität aufweist. (Kurzweil & Dietlmeier, 2018)

Ammoniak wird umfangreich als Grundstoff für Düngemittel eingesetzt, hierdurch weist Ammoniak einen Anteil der globalen CO₂-Emissionen von drei Prozent auf – eine klimaneutrale Herstellung ist in jedem Fall anzustreben (Diermann, 2020). 

2.6    Die Farbbezeichnungen des Wasserstoffs 

Auch wenn Wasserstoff ein farbloses Gas ist: die Farbbezeichnungen dienen der Abgrenzung, wie der Wasserstoff erzeugt wird und wie klimafreundlich er infolgedessen ist. Die Festlegung der Farben ist jedoch nicht genormt, folgende Beschreibung soll ein bestmögliches Abbild ergeben und basiert auf den nachfolgend genannten Quellen. Es gibt demnach grünen, grauen, blauen und türkisen, sowie orangen, gelben/roten/violetten, schwarzen, braunen und weißen Wasserstoff. Abbildung 11 zeigt die Farben und die jeweils verwendeten Energiequellen. Die Farbbezeichnungen schwarz und braun sind im Rahmen der Literaturrecherche eher selten aufgetreten, da diese häufig dem grauen Wasserstoff zugerechnet werden.

Erneuerbare Energien	FossileEnergie/Erdgas	FossileEnergie+ CCS	Methanpyrolyse	Bioenergie sowie	Kern-	Steinkohle	Braunkohle	Natürliche Vorkommen
					Energie

MVA

Abbildung 11: Die Farben des Wasserstoffs mit Angabe der jeweiligen Energiequelle

Quellen: siehe nachfolgender Fließtext

Grüner Wasserstoff bezeichnet aus erneuerbaren Energien CO₂-frei durch Elektrolyse erzeugten Wasserstoff. Unabhängig von der verwendeten Elektrolyse-Technologie ist der Wasserstoff CO₂-frei, da der verwendete Strom vollständig erneuerbar erzeugt wurde. Als weitere Produktionspfade gibt es im Wesentlichen grauen, blauen und türkisen Wasserstoff. Grauer Wasserstoff wird aus fossilen Brennstoffen erzeugt, in der Regel durch Dampfreformierung aus Erdgas gewonnen. Dabei entstehen große Mengen klimaschädliches CO₂, das ungenutzt in die Atmosphäre entweicht und den Klimawandel verstärkt. Der heute in Deutschland verwendete Wasserstoff von etwa 55 TWh wird nahezu vollständig als grauer Wasserstoff aus Erdgas hergestellt (BMWi, 2019a). Blauer Wasserstoff wird wie grauer Wasserstoff hergestellt, jedoch wird dessen CO₂ bei der Entstehung abgeschieden und gespeichert. Das Verfahren der Abtrennung des CO₂ nennt sich CCS (engl. für Carbon Capture and Storage). Das anfallende CO₂ gelangt hierbei nicht in die Atmosphäre, wodurch die Wasserstoffproduktion bilanziell als CO₂-neutral beschrieben wird. Türkiser Wasserstoff hingegen wird durch die thermische Spaltung von Methan (Methanpyrolyse) hergestellt. Hierbei entsteht fester Kohlenstoff anstatt des gasförmigen CO₂, der aufgrund seines festen Zustands eingelagert werden kann, bspw. in alten Bergwerksstollen. Damit dieses Verfahren CO₂-neutral abläuft, muss die benötigte Wärmeversorgung des sogenannten Hochtemperaturreaktors aus erneuerbaren Energiequellen stammen und der Kohlenstoff dauerhaft gebunden sein. Orangefarbener Wasserstoff wird nach dem Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM) (Horng et al., 2020) aus Bioenergie gewonnen. Mit dieser Farbe wird nach dem Verband kommunaler Unternehmen (2021) zudem auch die Gewinnung von Wasserstoff durch Strom aus Müllverbrennungsanlagen (MVA) bezeichnet. Wasserstoff, dessen Energie zur Herstellung aus Kernenergie entstammt, wird gelber oder roter, seltener auch violetter, pinker oder rosa Wasserstoff bezeichnet. Schwarzer Wasserstoff wird unter Einsatz von Steinkohle gewonnen, brauner Wasserstoff unter Einsatz von Braunkohle, häufig werden diese dem grauen Wasserstoff zugerechnet. Als weißer Wasserstoff wird Wasserstoff bezeichnet, der in natürlicher Umgebung vorkommt, beispielsweise in Afrika, und mit Frackingtechnologien gewonnen werden kann, wobei das Potential hierfür äußerst gering eingeschätzt wird (Bundesverband der Deutschen Industrie [BDI], 2020). (Bundesministerium für Bildung und Forschung [BMBF], 2020; Horng et al., 2020)

Während Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) für die Übergangsphase auch blauen Wasserstoff empfiehlt, wollen Altmaiers Kabinettskolleginnen Forschungsministerin Anja Karliczek (CDU) und Umweltministerin Svenja Schulze (SPD) keinen blauen Wasserstoff einsetzen (Stratmann, 2020). Als eine andere Übergangslösung wird türkiser Wasserstoff diskutiert, daran forschen unter anderem BASF, Thyssen-Krupp und diverse Hochschulen (Blechner, 2020).

Nach IKEM (Horng et al., 2020) könne blauer Wasserstoff keineswegs als CO₂-frei, sondern nur als CO₂-arm bezeichnet werden, da bei den CCS-Verfahren trotzdem Treibhausgase freigesetzt werden. Zudem gibt es nach IKEM große Kritik, da die Umweltfolgen der Speicherung unbekannt sind, also noch nicht abschließend geklärt ist, ob das CO₂ auf diese Art und Weise tatsächlich dauerhaft aus der Atmosphäre ferngehalten werden kann. Das Verfahren bedarf weiterer Forschung und Pilotprojekte (UBA, 2021a). Blauer Wasserstoff könne nach IKEM daher nicht als langfristig nachhaltige Lösung angesehen werden. Greenpeace beschreibt in einer Studie, dass blauer Wasserstoff klimapolitisch und kostentechnisch ein Irrweg sei, der eher blockiert als der Energiewende zu helfen – nur grüner Wasserstoff sei klimafreundlich und kostengünstig (Bukold et al., 2020).

2.7     Die Rolle von Importen

Das Potential einer heimischen Wasserstoffwirtschaft und den damit verbundenen Wertschöpfungseffekten hängt maßgeblich mit der Menge des in Deutschland hergestellten Wasserstoffs und im Gegenzug importen Wasserstoffs und anderer PtX-Produkte ab. Die Bundesregierung sieht in ihrer Nationalen Wasserstoff-Strategie (NWS) (BMWi, 2020a) eher eine Import-orientierte Wasserstoffwirtschaft, nur 14 % der Wasserstoffnachfrage werden nach NWS im Jahr 2030 in Deutschland hergestellt. Der langfristige Bedarf wird darin nicht konkret benannt. Die Referenz-Studie setzt hingegen eine heimische Wasserstoff-Produktion von rund 31 % der Wasserstoffnachfrage für das Jahr 2050 an, bezogen auf die gesamte PtXMenge beträgt der in Deutschland hergestellte Anteil 20 %. 

Eine Studie im Auftrag des Landesverbandes Erneuerbare Energien NRW e. V. (Merten et al., 2020) bewertete jüngst Vor- und Nachteile von Wasserstoffimporten im Vergleich zur einer heimischen Erzeugung in Deutschland. Wesentliche Ergebnisse sind, dass eine heimische Erzeugung unter Berücksichtigung aller ökonomischen Faktoren konkurrenzfähig zu Importen sein kann. Dafür sprechen demnach die Stärkung der deutschen Wirtschaft und Wasserstoff als Chance für Deutschlands Exportindustrie. Wasserstoff biete ein enormes Potenzial für die deutsche Wirtschaft. Zudem bestehe die Gefahr, dass ein groß skalierter Export von Wasserstoff die jeweiligen Länder in ihrer lokalen Energiewende behindere. Nicht zuletzt sei zudem die Verlässlichkeit der Herkunft der verwendeten Energie zur Herstellung des Wasserstoffs und damit der Einhaltung des Ziels der Energiewende bei heimischer Produktion wesentlich von Vorteil.

Vor diesem Hintergrund erscheint der in der Referenz-Studie angesetzte heimische Anteil von knapp 20 % der gesamten PtX-Menge und der damit verbundene Anteil von in Deutschland erzeugtem Wasserstoff von rund 31 % der Wasserstoffnachfrage als plausibel.

2.8            Nationale Ausbaukapazitäten zur EE-Erzeugung

Wind Onshore

In einer Studie (Lütkehus et al., 2013) des Umweltbundesamtes wurde für Deutschland ein grundsätzlich verfügbares Flächenpotenzial für Windenergie an Land von rund 49.400 km² bzw. 13,8 % der Fläche Deutschlands ermittelt, was einer potenziellen Leistung von rund 1.190 GW sowie einem Ertrag von 2.900 TWh/a entspricht. Das „technisch-ökologische“ Potential, das heißt jenes Potential, das tatsächlich nutzbar ist, jedoch ohne wirtschaftliche Aspekte zu berücksichtigen, konnte im Rahmen der Studie nicht konkret beziffert werden, da insbesondere der besondere Artenschutz nur per Einzelfallprüfung untersucht werden könne. Das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (IWES) schätzt nach eigenen Kriterien das nutzbare Potenzial auf 243 GW bzw. 717 TWh/a (Knorr et al., 2017). Der vom IWES ermittelte Ertrag erscheint recht hoch im Vergleich: Eine kürzlich veröffentlichte Studie der Deutschen WindGuard (Borrmann et al., 2020) beziffert den zukünftigen Energieertrag bei einer installierten Leistung von 200 GW auf 500 TWh/a.

Nach UBA ist derzeit nur eine Fläche von etwa 3.100 km² ausgewiesen, was ca. 0,9 % der Fläche Deutschlands sowie einer potenziellen Leistung von 80,7 GW entspricht (Bons et al., 2019). Daraus lässt sich ein Ertrag von 177,5 TWh/a ableiten (2.200 Volllaststunden nach Referenz-Studie angenommen). Etwa 43 % entfällt demnach auf noch unbebaute Entwurfsflächen der Regionalplanung. 

Aktuell (1. Halbjahr 2020) beträgt die installierte Windenergie Onshore Leistung 54,4 GW (Deutsche WindGuard, o. J. b).

Wind Offshore

Das Potential für Offshore-Windkraft in der Ausschließlichen Wirtschaftszone Deutschlands (AWZ) in der Nord- und Ostsee ergibt sich aus der maximal installierbaren Leistung unter Berücksichtigung des durch das Bundesamt für Schifffahrt und Hydrographie (BSH) erstellten Raumordnungsplanes – es beträgt insgesamt 57 GW, bzw. 263 TWh/a nach IWES (Knorr et al., 2017). Nach IWES sei die Ausweisung weiterer Flächen in anderen Zonen als der AWZ möglich und bereits erfolgt, weshalb hier weiteres Potential möglich ist. 

Aktuell (1. Halbjahr 2020) beträgt die installierte Windenergie Offshore Leistung 7,8 GW (Deutsche WindGuard, o. J. a).

Photovoltaik

Vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) wurde in einer Studie (Wirth, 2021) für Photovoltaik (PV) in Deutschland das „wirtschaftlich-praktische“ Potential ermittelt, das heißt jenes Potential, das unter Berücksichtigung sämtlicher Restriktionen wie beispielsweise Artenschutz sowie wirtschaftlicher Gesichtspunkte nutzbar ist. Das Potential an restriktionsfreien Freiflächen für PV beträgt demnach 226 GWp. Zudem könne Landwirtschaft und Stromproduktion auf derselben Fläche kombiniert werden als sogenannte „AgriPhotovoltaik“, dies biete in Deutschland ein Potential von 1.700 GWp. Zudem werde derzeit für Energiepflanzen eine Fläche genutzt, die einem Potential von 700 GWp entspricht und in einem klimaneutralen Energieszenario im Jahr 2050 möglicherweise nicht mehr notwendig ist. Weiterhin können ungenutzte Braunkohletagebau-Flächen für schwimmende PV genutzt werden. Das ISE ermittelt bei der Nutzung eines Viertels dieser Flächen ein Potential von 55 GWp. Für PV-Installationen im Siedlungsbereich bestehe ein Potential von weiteren 134 GWp. Insgesamt ergibt sich somit nach Fraunhofer ISE ein Gesamt-Potential für PV von

2.815 GWp. 

Aktuell mit Stand 2020 beträgt die installierte PV-Leistung 53,8 GWp (UBA, 2021b).

Zusammenfassung

Tabelle 4 gibt für die verschiedenen Energiequellen eine Zusammenstellung der Potentiale, aktuell installierten Leistungen und Stromerzeugungen sowie die Zielwerte nach ReferenzStudie für Deutschland.

Tabelle 4: Zusammenstellung der Potentiale, aktuellen installierten Leistungen inkl. der Erzeugungsmengen sowie der Zielwerte der Referenz-Studie für 2050

Energiequelle	Grundsätzlich verfügbares Potential	EingegrenztesPotential	Ausgewiesenaktuell	Installierte Leistung aktuell, Bruttostromerzeugung aktuell	ReferenzStudie:InstallierteLeistung, Nettostromerzeugung in 2050
Windenergie Onshore	1.190 GWa,2.900 TWh/aa(entspricht13,8 % derFläche Da)	Fraunhofer IWESb:243 GW,717 TWh/a(NutzbaresPotential)Deutsche WindGuardc:200 GW500 TWh/a	80,7 GWd,178 TWh/ae(entspricht0,9 % derFläche D.d)	54,4 GWf,101,2 TWh/ag	130 GW,288 TWh/a
Windenergie Offshore	k. A.	nur AWZ: 57 GWb ,263 TWh/ab	k. A.	7,8 GWh,24,7 TWh/ag	70 GW,254 TWh/a
Photo-voltaik	2.815 GWi	360 GWi(„RestriktionsfreieFreiflächen-PV“+ „PV-Installationen imSiedlungsbereich“)	k. A.	53,8 GWj,46,4 TWh/ag	355 GW,331 TWh/a
Erläuterungen, Quellen:a nach UBA (Lütkehus et al., 2013) b nach IWES (Knorr et al., 2017)c nach Deutsche Windguard (Borrmann et al., 2020) d nach UBA (Bons et al., 2019)e Eigene Umrechnung aus install. Leistung, Annahme 2.200 Volllaststunden nach Referenz-Studie f Stand 1. Halbjahr 2020, nach Deutsche WindGuard (o. J. b) g Bruttostromerzeugung 2019, nach BMWi (2020b, S. 10) h Stand 1. Halbjahr 2020, nach Deutsche WindGuard (o. J. a)i Potential an restriktionsfreien Freiflächen PV + PV-Installationen im Siedlungsbereich. Nicht enthalten Potentiale für Agri-Photovoltaik, Potentiale auf Flächen derzeitiger Energiepflanzen, Potentiale auf ungenutzten Braunkohletagebau-Flächen. Nach ISE (Wirth, 2021) j Stand 2020, nach UBA (2021b)

Quellen: siehe direkte Zuordnung in Tabelle

Es kann abschließend festgestellt werden, dass Windenergie an Land und auf See in Kombination mit Photovoltaik in Deutschland prinzipiell ein deutlich größeres Potential

aufweisen, als für ein klimaneutrales Energiesystem im Jahr 2050 in Deutschland benötigt wird. Inwieweit dieses Potential ausgeschöpft werden wird, hängt maßgeblich vom politischen und gesellschaftlichen Willen ab. Im aktuellen Stand sind die notwendigen Maßnahmen noch nicht getroffen, wie die Tabelle auch verdeutlicht. 

        Das Bundesland Mecklenburg-Vorpommern

3.1     Allgemeine Beschreibung

Mecklenburg-Vorpommern (MV) im Nordosten Deutschlands weist die bundesweit geringste Bevölkerungsdichte auf. Die Landesfläche beträgt mit 23.295 km² rund 6,5 % der Fläche Deutschlands, es leben hier rund 1,6 Mio. Einwohner, was 1,9 % der Bevölkerung Deutschlands entspricht. (Statistisches Bundesamt, 2020)

Das Bundesland ist für Erneuerbare Energien (EE) äußerst attraktiv, da es neben der dünnen Bevölkerungsdichte  geografisch als hügeliges Flachland geprägt ist. Es gibt kaum nennenswerte Erhebungen, die Bewaldung beträgt etwa ein Fünftel, rund sechs Prozent der Landesfläche entfallen auf Gewässer. Daraus lässt sich ableiten, dass MV viel Fläche bietet zur Installation von EE-Anlagen. Zudem bietet es mit seiner Lage an der Ostsee mit 337 km Außenküste Potential für Offshore-Windparks. Beschreibungen und Daten nach (Landesportal Mecklenburg-Vorpommern, o. D.).

Das Bundesland erwirtschaftete 2010/2019 einen Anteil von jeweils 1,35 % der Gesamtwirtschaftsleistung Deutschlands. Das Bruttoinlandsprodukt (BIP) des Bundeslandes betrug 2019 46.647 Mio. Euro (Deutschland 3.449,05 Mrd. Euro). Wirtschaftsleistungen in Deutschland werden in die drei Wirtschaftsbereiche Land- und Forstwirtschaft, Fischerei (A), produzierendes Gewerbe (B – F) und Dienstleistungsbereiche (G – T) gegliedert. Diese wiederum gliedern sich in Wirtschaftsabschnitte mit den entsprechenden Buchstaben. Das verarbeitende Gewerbe (Buchstabe C) sowie das Baugewerbe (Buchstabe F) als Beispiele sind Wirtschaftsabschnitte des Wirtschaftsbereich produzierendes Gewerbe. (Statistisches Bundesamt, 2021, S. 15; Statistisches Amt Mecklenburg-Vorpommern, 2021, S. 15; Statistisches Bundesamt, 2008)

Nach dem Statistischen Amt Mecklenburg-Vorpommern (2020b) ist die Wirtschaft MVs im Wesentlichen durch die Dienstleistungsbereiche (G–T) geprägt mit einem Anteil an der Bruttowertschöpfung^[7] von 74,3 %, das produzierende Gewerbe (B–F) kommt auf einen Anteil von 22,9 %, Land- & Forstwirtschaft, Fischerei (A) auf 2,8 %, alle Werte von 2019. Im Detail

kommen demnach die Wirtschaftsabschnitte verarbeitendes Gewerbe (C) auf einen Anteil von 10,8 % an der Bruttowertschöpfung des Landes, das Baugewerbe (F) auf einen Anteil von 7,3 % an der Bruttowertschöpfung des Landes. In der Wirtschaftsstatistik ist das verarbeitende Gewerbe (auch verarbeitende Industrie genannt) der wichtigste Bereich des produzierenden Gewerbes (Bundeszentrale für politische Bildung, o. D.). Das verarbeitende Gewerbe hat in MV jedoch im Vergleich zur Bundesrepublik bisher nur eine geringere Bedeutung: vergleichen mit dem bundesdeutschen Anteil des verarbeitenden Gewerbe Deutschland an der Bruttowertschöpfung Deutschland von 21,2 % im Jahr 2019 (Statistisches Bundesamt, 2021) hat es daran einen verhältnismäßigen Anteil von 51,1 %. Dieses Verhältnis steigt demnach jedoch an, 2010 betrug der Anteil 48,2 %. Dies entspricht einer Steigerung von 2,9 Prozentpunkte über den genannten Zeitraum bzw. 0,32 Prozentpunkten pro Jahr. Davon ausgehend, dass diese Zunahme bis zum Jahr 2050 gleichermaßen anhält, erreicht MV dann ein Verhältnis von 66,1 %. Diese Kennzahl wird zur Prognose der Wertschöpfungseffekte zum Jahr 2050 eine wichtige Rolle einnehmen, da sie zur Bestimmung der Vorleistungsquote herangezogen wird (Kapitel 6.2.7).

Der Verlauf der Jahre 2015–2019 sowie das Jahr 2010 sind zur Verdeutlichung in Tabelle 5 dargestellt.

Tabelle 5: Daten zur Bruttowertschöpfung MVs und Deutschlands

	2010	2015	2016	2017	2018	2019
Mecklenburg-Vorpommern (MV) in Mio. Euro
Bruttowertschöpfung MV	31.155	36.043	36.995	39.678	39.876	42.009
davon Verarbeitendes Gewerbe MV	3.288	4.007	4.157	4.508	4.348	4.554
	10,6 %	11,1 %	11,2 %	11,4 %	10,9 %	10,8 %
Deutschland (D.) in Mrd. Euro
Bruttowertschöpfung D.	2.305,68	2.722,02	2.822,44	2.936,70	3.024,42	3.106,16
davon Verarbeitendes Gewerbe D.	505,06	615,76	647,7	665,69	674	659,18
	21,9 %	22,6 %	22,9 %	22,7 %	22,3 %	21,2 %
Verarbeitendes Gewerbe: Vergleich Mecklenburg-Vorpommern zu Deutschland
Anteil MV in % zu Anteil D. in %	0,482(48,2 %)	0,491(49,1 %)	0,490(49,0 %)	0,501(50,1 %)	0,489(48,9 %)	0,511(51,1 %)

Quellen: Statistisches Amt Mecklenburg-Vorpommern, 2020b; Statistisches Bundesamt, 2021

3.2     Energetische Beschreibung

MV ist aufgrund vorgenannter Eigenschaften für die zukünftige Energiewirtschaft von großer Bedeutung. Im Bundesland wird bereits heute wesentlich mehr Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt als insgesamt an Strom verbraucht wird, wie Tabelle 6 verdeutlicht. Im Jahr 2017 wurde in MV die 1,73-fache Strommenge aus Erneuerbaren Energien gewonnen wie im Bundesland verbraucht wurde (Literaturangaben siehe Tabelle). Zur Verdeutlichung wurde der bundesweite EE-Anteil gegenübergestellt.

Tabelle 6: Anteil EE am Bruttostromverbrauch Deutschlands und MVs nach Jahren

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Anteil EE am Bruttostromverbrauch in Deutschland in %a	25,1	27,4	31,5	31,6	36,0	37,8	42,0	45,4
Anteil EE am Bruttostromverbrauch in MV in %b	98,1	112,0	145,9	147,7	173,4	n. v.	n. v.	n. v.
Anteil in MV erzeugter EE an bundesweit erzeugter EE in %c	4,5	4,8	5,2	5,2	5,3	n. v.	n. v.	n. v.

Quellen: ^a UBA, 2021b; ^b AEE (o. D. f)^[8]; ^c AEE (o. D. b)⁸ und AEE (o. D. d)⁸

In MV wurde zuletzt in 2017 5,3 % der bundesweit erneuerbar erzeugten Energie gewonnen (siehe auch Kapitel 2.2, Abbildung 3: Ländervergleich), wobei ein zunehmender Trend zu beobachten ist. Dies bedeutet, dass der EE-Ausbau in Mecklenburg-Vorpommern stärker voranschreitet als im Bundesdurchschnitt. 

3.3       Energie-Szenario 2050 für Mecklenburg-Vorpommern

Windenergie an Land (Windenergie Onshore)

Eine im Auftrag der Initiative Erdgasspeicher e.V. (INES) und des Bundesverbandes WindEnergie e.V. (BWE) durch die Beratungsfirma enervis durchgeführte Studie (Klein et al., 2017) beziffert den Ausbau der Windenergie an Land zu 200 GW, basierend auf einer 2 %igen Nutzung der Landesfläche für Onshore-Windenergie. Vergleichen mit der ReferenzStudie, die 130 GW Onshore-Windenergie vorsieht, entspricht dieses Ziel etwa dem 1,5fachen. Interessant sind die in der Studie definierten Netzzonen, für die Ausbau-Kapazitäten ermittelt wurden. Die sogenannte Nordöstliche Netzzone wird mit 43 GW beziffert, sie umfasst flächentechnisch Mecklenburg-Vorpommern mit etwa einem Drittel, weiterhin Berlin und anteilig die Bundesländer Brandenburg und Sachsen-Anhalt. Geht man davon aus, dass MV

ein Drittel der Ausbau-Kapazitäten an der Netzzone aufweist, entspräche dies einem Anteil von 7,2 % an der gesamten Windenergie. Überträgt man dies nun auf die Ausbauziele der Windenergie von 130 GW nach Referenz-Studie, ergibt sich für MV ein Ausbau von 9,36 GW. Nimmt man hingegen an, alle Bundesländer bauen Windenergie gleichmäßig im Verhältnis Ihrer Landesfläche aus, ergibt sich mit MVs Anteil von 6,52 % an der Fläche Deutschlands (s. Kap. 2.2)  ein Ausbau von 8,47 GW. Für eine höhere Belastbarkeit späterer Berechnungen, wird für das Energie-Szenario 2050 für MV diese geringere Ausbau-Leistung von 8,47 GW zugrunde gelegt, wobei ein gerundeter Wert von 8,5 GW für Windenergie Onshore für 2050 für MV festgelegt wird. 

Windenergie auf See (Windenergie Offshore)

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) ermittelte in seiner „Marktanalyse Windenergie auf See“ aus dem Jahr 2015 basierend auf den Bundesfachplänen Offshore (kurz BFO) zur Erreichung der damaligen Energieziele bis 2030 das Potential für die OffshoreWindenergie in Nord- und Ostsee in den Zonen 1 und 2. Für Windenergie in der Ostsee wurden

5 GW ermittelt, befindlich in der wirtschaftlich besten so genannten „Zone 1“, wobei alle in der Ostsee ausgewiesenen Flächen zu Mecklenburg-Vorpommern gehören. Für die Nordsee wurde ein Potential von 12 GW ermittelt, davon 6,5 GW in Zone 1 und 5,5 GW in Zone 2. Derzeit sind insgesamt bereits rund 7,8 GW Offshore-Windkraft in Betrieb, davon rund 1 GW in der Ostsee (Deutsche WindGuard, o. J. a). Es scheint vernünftig für 2050 das aktuelle maximale nach Bundesfachplan ermittelte Potential von 7 GW Offshore Windenergie in der Ostsee für MV für 2050 als Ausbau anzusetzen, wie es in der enervis-Studie (Klein et al., 2017, S. 91) beziffert und vorgesehen wird. Es liegt damit leicht höher als die vom BMWi ermittelten 5 GW bis 2030, bezogen auf den größeren Zeitraum ist dies nachvollziehbar. Die Referenz-Studie prognostiziert einen höheren Ausbau, mangels Angabe zur genauen Verteilung auf Ost- und Nordsee soll diese für eine höhere Belastbarkeit der späteren Berechnungen nicht berücksichtigt werden.

Photovoltaik

Für Photovoltaik wurde analog zu Windenergie an Land verfahren und für MV der zu erwartende Ausbau über den Anteil an der Landesfläche ermittelt, dabei ergibt sich eine PVLeistung von 23,1 GW für MV für 2050.

Ergebnis

In Tabelle 7 ist das ermittelte Energie-Szenario 2050 für Mecklenburg-Vorpommern dargestellt. Zur besseren Einordnung ist das Energie-Szenario für Deutschland gegenübergestellt. In Klammern ist jeweils der aktuelle Stand der installierten Leistung aufgeführt, die Volllaststunden entsprechen der Referenz-Studie.

Tabelle 7: Energie-Szenario zum Jahr 2050 für Mecklenburg-Vorpommern

Energiequelle	Deutschland			Mecklenburg-Vorpommern
	InstallierteLeistung  in GW(aktuell)	Nettostromer-zeugung in TWh	Volllaststunden in h/a	InstallierteLeistung  in GW(aktuell)	Nettostromer-zeugung in TWh	Volllaststunden in h/a
Wind Onshore	130 (54)	288	2.200	8,5 (3,5)	18,7	2.200
Wind Offshore	70 (7,8)	254	3.650	7 (1,1)	25,6	3.650
Wind gesamt	200 (62,2)	542		15,5 (4,6)	44,3	2.855a
Photovoltaik	355 (53,8)	331	932	23,1 (1,9)	21,5	932
Gesamt	555 (108,1)	873		38,6 (6,5)	65,8
Erläuterungen, Quellen:Geringe Abweichungen in den Daten ergeben sich aufgrund der Übernahme der Werte aus der Referenz-Studie.Aktuellen Daten:Windenergie Onshore: Stand Abschluss 1. Halbjahr 2020 nach Deutsche WindGuard (o. J. b),Windenergie Offshore: Stand Abschluss 1. Halbjahr 2020 nach Deutsche WindGuard (o. J. a),Photovoltaik Deutschland: Stand 2020 nach UBA (2021b), Photovoltaik MV: Stand 2018 nach AEE (o. D. c)a Gewichtete Volllaststunden ermittelt aus den Anteilen an Leistung Wind Onshore und Leistung Wind Offshore Mecklenburg-Vorpommern.

Quellen: siehe direkte Angabe in Tabelle

Nach Referenz-Studie beträgt der Anteil der Freiflächenanlagen an der Photovoltaik etwa die Hälfte. Die zuvor beschriebenen Eigenschaften wie die geringe Bevölkerungsdichte und flache geografische Struktur in MV, zudem die Lage im windreichen Norden bieten optimale Voraussetzungen für Photovoltaik und Windenergie an Land. Daher ist davon auszugehen, dass die hier genannten nach Flächenanteil ermittelten Leistungen für Windenergie an Land und PV sich erfüllen oder noch überschritten werden.

Verglichen mit der Windenergieerzeugung Deutschlands nach Referenz-Studie in 2050 von 542 TWh beträgt der Anteil Mecklenburg-Vorpommerns an der gesamtdeutschen Windenergieerzeugung damit 8,16 %. MV wird durch seine Beiträge an Windenergie und PV in 2050 einen Anteil an der bundesweiten Gesamtnettostromerzeugung von 898 TWh nach Referenz-Studie einen Anteil von 7,3 % aufweisen. 

MVs Anteil am gesamtdeutschen Primärenergieverbrauch betrug im Jahr 2016 1,5 % (siehe Kapitel 2.2, Abbildung 6). Nach Referenz-Studie wird Deutschlands Primärenergieverbrauch in 2050 1.826 TWh betragen. Nimmt man an, MVs Anteil daran bliebe konstant, wird dieser in 2050 27,4 TWh betragen. Demnach wird MV nach dem aufgestellten Energie-Szenario in 2050 mit 65,8 TWh durch Wind und Photovoltaik etwa die zweieinhalbfache Menge aus Erneuerbaren Energien erzeugen als es insgesamt Energie verbraucht. 

3.4     Netzentgelte und Ausfallarbeit

Netzentgelte

Mit fortschreitendem Ausbau der EE in Mecklenburg-Vorpommern und dem damit verbundenen wachsenden Anteil, den das Bundesland an der gesamtdeutschen Stromerzeugung einnimmt, müssen auch immer größere Strommengen in andere Teile Deutschlands transportiert werden. Dies führt zu einem steigenden Bedarf an Übertragungskapazitäten und in Folge notwendigem Ausbau der Netze. Die Kosten für Bau und Betrieb des Stromnetzes wurden in Deutschland bisher regional auf die dortigen

Verbraucher umgelegt (sowohl Haushaltskunden, Gewerbe als auch Industriekunden) (BNetzA, o. D. b). Hieraus resultiert ein unverhältnismäßiger Anstieg der Netzentgelte in MV. 

In 2018 wurde eine Verordnung beschlossen, die Netzentgelte im Übertragungsnetz bundesweit bis 2023 zu vereinheitlichen (BMWi, 2018). Dies ist ein richtiger Schritt, der unverhältnismäßigen Verteilung entgegenzuwirken. Daran gibt es aber deutliche Kritik, so fordert der Landesverband Erneuerbare Energien in MV, dass auch die Verteilnetze in die Regelung aufgenommen werden, da diese im ländlichen Raum eine wichtige Rolle bei den EE spielen und dort zugleich den größten Teil der Netzkosten ausmachen – nach der geplanten Regelung trügen die Kosten weiterhin die regionalen Kunden (Landesverband Erneuerbare Energien Mecklenburg-Vorpommern [LEE MV], 2017). 

In Abbildung 12 sind die Nettonetzentgelte der letzten Jahre nach Bundesländern und Verbrauchergruppen aufgetragen (Gewerbe bei einem Bezug von 50 MWh/a, Industrie bei einem Bezug von 24 GWh/a). Es lässt sich erkennen, dass in den Bundesländern mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien die Netzentgelte überdurchschnittlich hoch ausfallen, so auch in Mecklenburg-Vorpommern. Während also die nördlichen Bundesländer durch vermehrte Erzeugung Erneuerbarer Energien einen positiven Beitrag zur Energiewende leisten, werden zugleich die Einwohner sowie Gewerbe und Industrie unverhältnismäßig hoch durch steigende Netzentgelte belastet. 

Abbildung 12: Netzentgelte der letzten Jahre nach Bundesländern und Verbrauchergruppen

Quelle: Eigene Darstellung, Daten nach BNetzA, 2021^[9]

Unabhängig davon, ob die Kosten für Netzausbau bzw. erhöhte Netzentgelte in MV verbleiben oder durch entsprechende Regelungen bundesweit verteilt werden, die Kosten entstehen und müssen von den Verbrauchern getragen werden. Die Verminderung der zu übertragenden Energiemengen und die Vermeidung von Netzengpässen beispielsweise durch eine alternative Nutzung sonst abzuregelnder erneuerbarer Energie (Ausfallarbeit) kann potenziell die Kosten für Netzausbau und die Netzentgelte mindern und ist damit auch wirtschaftlich sinnvoll. 

Einzug des Wasserstoff in die Energiewirtschaft

Wie zuvor eingehend gezeigt wurde, wird das Energiesystem einen Wandel erleben, die Produktion von Wasserstoff und anderen PtX-Produkten wird einen wesentlichen Stellenwert einnehmen, dazu werden auch wesentliche Produktionskapazitäten zur Wasserstofferzeugung in Deutschland errichtet werden. Entstehen diese übermäßig in anderen Teilen der Bundesrepublik, so ist zu erwarten, dass die für den Betrieb dieser Elektrolyse-Anlagen benötigte Energie zumindest anteilig in MV erzeugt und zu diesen transportiert werden muss. Grund ist MVs auch heute schon sichtbare große Rolle bei der bundesweiten EE-Erzeugung (s. Kap. 3.2). Diese Übertragungsmengen führen unweigerlich zu stärkerem Netzausbau und in Folge höheren Kosten für Netzausbau im Land. Wird hingegen eine aktive Wasserstoffwirtschaft in MV geschaffen und der Strom direkt vor Ort zur Herstellung des Wasserstoff verbraucht, müssen die entsprechenden Strommengen nicht transportiert werden. So kann dem Trend der steigenden Kosten für Netzausbau und den steigenden Netzentgelten entgegengewirkt werden. 

Ausfallarbeit

Regelmäßig kommt es zu Netzengpässen, also einem Missverhältnis von Energieerzeugung und -verbrauch. Kann dies durch andere Flexibilisierungsoptionen wie beispielsweise Reduktion der konventionellen Energieerzeugung oder Erhöhung des Verbrauchs im betreffenden Gebiet nicht ausgeglichen werden, müssen Leistungen der EE-Kraftwerke reduziert werden. Dies führt zur so genannten Ausfallarbeit. Die Kosten für Ausfallarbeit werden ebenfalls über die Netzentgelte an die Verbraucher weitergegeben. (BNetzA, 2021)

Die Ausfallarbeit steigt bundesweit stetig an, wie Tabelle 8 verdeutlicht. In MecklenburgVorpommern ist die Ausfallarbeit rückläufig wie zu erkennen ist, allerdings stehen dem sehr hohe Netzentgelte gegenüber, eine Verringerung dieser ist nicht zu erkennen.

Tabelle 8: Ausfallarbeit und Entschädigungen in Deutschland und MV

		2015	2016	2017	2018	2019	2020
Deutschland	Ausfallarbeit in GWh	4.722	3.743	5.518	5.403	6.482	6.146
	Entschädigungen in Mio. Euroa	478,0	372,7	610,0	635,4	709,5	761,2
MecklenburgVorpommern	Ausfallarbeit in GWh	265	318	239	157	158	96
	Entschädigungen in Mio. Euroa	24,9	29,6	22,1	14,7	14,0	8,9
a „Geschätzte Entschädigungsansprüche“ nach BNetzA (o. J. b)

Quelle: BNetzA, o. J. b^[10]

Tabelle 9 zeigt zur Einordnung den bundesweiten Anteil der Ausfallarbeit an der EEErzeugung.

Tabelle 9: Anteil Ausfallarbeit an bundesweiter EE-Erzeugung

	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Anteil bundesweite Ausfallarbeit an bundesweiter EE-Erzeugung	1,2 %	2,6 %	2,3 %	2,9 %	2,8 %	2,9 %

Erläuterungen: Gemäß BNetzA-Monitoringberichten: „Ausfallarbeit bundesweit in Prozent gemessen an der gesamten Erzeugungsmenge von Erneuerbare-Energien-Anlagen, für die ein Zahlungsanspruch nach dem EEG besteht (auch Direktvermarktung)“.

Quelle: BNetzA, 2021^[11]

Im Jahr 2019 betrug der Anteil der Ausfallarbeit an der bundesweiten EE-Erzeugung 2,9 %, d.h., dass gut 97 % der erneuerbaren Energie eingespeist werden konnte. Der größte Teil dieser Ausfallarbeit entfiel auf Windenergie an Land mit rund 78 %, gefolgt von Windenergie auf See mit rund 18 %. Die meisten Anlagen wurden in Schleswig-Holstein abgeregelt mit einem Anteil von 57,9 %, gefolgt von Niedersachsen mit einem Anteil von 22,9 %. Mecklenburg-Vorpommerns Anteil betrug 2,4 %. Die Maßnahmen wurden zu 81 % im Verteilnetz vorgenommen, der verursachende Grund der Maßnahme bzw. des Engpasses lag jedoch zu 83 % im Übertragungsnetz. (BNetzA, 2021) 

Betrachtet man Schleswig-Holsteins und Niedersachsens hohe Anteile an der bundesweiten EE-Erzeugung, wobei Schleswig-Holstein noch deutlich mehr Energie erzeugt als im Land verbraucht wird (siehe Kapitel 2.2, Abbildung 3 und Abbildung 4), lässt sich ein Rückschluss auf die hohen Anteile an der Ausfallarbeit ziehen.

Ausfallarbeit könnte beispielsweise zum Betrieb von Elektrolyse-Anlagen genutzt werden. Der vermeintlich kostenlosen Energie stehen die potenziell geringen Volllaststunden gegenüber, wird die Elektrolyse-Anlage nur zur Nutzung der Ausfallarbeit konzeptioniert. In diesem Zusammenhang sollte die Forschung bezüglich der temporären Überlastbarkeit von Elektrolyse-Anlagen vorangetrieben werden, um zu prüfen, inwieweit Elektrolyse-Anlagen neben dem Normalbetrieb zur Nutzung der Ausfallarbeit in Überlast betrieben werden könnten. Für diesen Sachverhalt besteht bisher nur eine dünne Datenlage. Ein weiteres Beispiel zur Nutzung der Ausfallarbeit wäre die direkte Umwandlung in Wärme (Power-to-Heat). 

3.5     Energienetze

3.5.1 Stromnetz

Die Stromübertragung und -verteilung in Deutschland und Europa erfolgt als Verbundnetz, bei dem viele Kraftwerke die Versorgung sicherstellen, wodurch Ausfälle einzelner Kraftwerke oder Verbrauchsanstiege aufgefangen werden. Das Verbundnetz wird nach Funktion in Übertragungsnetze und Verteilnetze sowie nach den folgenden Spannungsebenen unterschieden:

Das Bundesland Mecklenburg-Vorpommern

•                 Höchstspannung (HöS): Betriebsspannungen von 220 kV bis 380 kV,

•                 Hochspannung (HS): Betriebsspannungen > 60 bis < 220 kV,

•                 Mittelspannung (MS): Betriebsspannungen zwischen 6 und ≤ 60 kV,

•                 Niederspannung (NS): Betriebsspannung von 0,4 kV, wobei die Kopplung zwischen den Netzebenen durch Transformatoren in Umspannwerken und Ortsnetzstationen erfolgt. Die überregionale Übertragung über weite Strecken erfolgt mittels Höchstspannung durch die Übertragungsnetze mit 380 oder 220 kV, so auch im europäischen Austausch. Die Verteilung erfolgt mittels Hochspannung mit im Regelfall 110 kV, die weitere regionale Verteilung erfolgt durch Mittelspannung mit im Regelfall 30 oder 10 kV. Die Versorgung von Häusern und Gewerbe erfolgt dann auf Niederspannungsebene, größere Verbraucher werden auch in höheren Ebenen eingebunden. (Konstantin, 2017)

Für die langfristigen Betrachtungen des Wandels des Energiesystems zur Klimaneutralität sind durch ihre Funktion hauptsächlich die Übertragungsnetze von Bedeutung, wie sich auch an der Häufigkeit der Abregelungen/Ausfallarbeit im Übertragungsnetz zeigt. Besonders diese unterliegen in MV einem starken Wandel aufgrund des anhaltenden Ausbaus der EE und der damit verbundenen Notwendigkeit des Transportes der Energie von MV in andere Regionen der Bundesrepublik. Dieser Trend setzt sich voraussichtlich fort, wie das Energie-Szenario 2050 für MV zeigt. Es soll daher an dieser Stelle im Schwerpunkt auf die Übertragungsnetze und den Ausbau dieser eingegangen werden.

Der Ausbau der Übertragungsnetze wird über den Netzentwicklungsplan Strom (NEP Strom) definiert wird. Seit 2015 wird der NEP Strom alle zwei Jahre für ein Zieljahr von gut 10 Jahren im Voraus durch die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) entwickelt und durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) in allen Entwurfsschritten zur öffentlichen Konsultation gestellt und dann entsprechend genehmigt. Im ersten Schritt wird hierfür ein Szenariorahmen von den ÜNB entwickelt und der BNetzA vorgelegt. Nach Genehmigung nehmen die ÜNB auf dieser Basis Markt- und Netzberechnungen vor und legen einen ersten Entwurf des NEP Strom vor. Dieser wird anschließend inhaltlich auf die durch die Konsultation eingegangenen Stellungnahmen geprüft und überarbeitet und ein zweiter Entwurf vorgelegt. Unter Berücksichtigung der erneuten Öffentlichkeits- und Behördenbeteiligung wird der NEP Strom dann durch die BNetzA in seiner abschließenden Form bestätigt. (Übertragungsnetzbetreiber [ÜNB], 2021)

Derzeit befindet sich der Netzentwicklungsplan Strom 2035, Version 2021 für das Jahr 2035 und im Ausblick für das Jahr 2040 in der Bearbeitung, es wurde kürzlich am 26.04.2021 der zweite Entwurf an die BNetzA übergeben, Fakten dazu wurden von den ÜNB veröffentlicht (ÜNB, 2021). Die Formulierung der Szenarien orientiert sich nach eigener Aussage im Wesentlichen an den im Klimaschutzprogramm 2030 und im Klimaschutzplan 2050 formulierten CO₂-Minderungszielen, diese entsprechen einer 55 %-igen Reduktion der THG zum Jahr 2030. Damit stehen sie hinter dem jüngst von der Bundesregierung formulierten Ziel der Reduktion um 65 % zum Jahr 2030 (tagesschau.de, 2021) zurück, das auch der ReferenzStudie entspricht, und dem damit verbundenen wesentlich schnelleren Ausbau der EE. Die Referenz-Studie rechnet mit einer installierten EE-Leistung von 352 GW und einem Bruttostromverbrauch von 738 TWh im Jahr 2035, der aktuelle NEP im zweiten Entwurf rechnet mit einer EE-Leistung von 233 GW (Szenario A 2035) bis 261 GW (Szenario C 2035) und einem Bruttostromverbrauch von 603 TWh (Szenario A 2035) bis 652 TWh (Szenario C 2035). Zudem beträgt der Zielwertanteil der EE am Bruttostromverbrauch zum Jahr 2050 im zweiten Entwurf nur >80 %. Angesichts der angestrebten Klimaneutralität ist dies nicht zielführend. Entsprechend sind die den Szenarien für 2035 zugrunde gelegten Anteile der EE ebenfalls zu niedrig verglichen mit der Referenz-Studie. 

Bezogen auf Mecklenburg-Vorpommern zeichnet sich positiv ab, dass im zweiten Entwurf des NEP im mittleren Szenario B 2035 für das Bundesland im Rahmen der Marksimulation ermittelt wurde, dass MV mehr als das Dreifache des jährlichen Verbrauchs mit eigener Erzeugung decken kann. Dies übersteigt den zuvor im Energie-Szenario für 2050 für MV errechneten

Anteil des Zweieinhalbfachen. Der geplante Netzausbau scheint daher für MecklenburgVorpommern einen guten Weg einzuschlagen.

Die Karte zum Szenario B 2035 des 2. Entwurfs des NEP 2035 (2021) ist im Anhang B dargestellt. Zum Vergleich ist im Anhang A das aktuelle Übertragungsnetz des Übertragungsnetzbetreibers 50hertz dargestellt, der das Übertragungsnetz unter anderem in MV betreibt.

3.5.2 Gasnetz

Deutschland weist ein leistungsfähiges und gut ausgebautes Gasnetz auf, das der Regulierung durch die Bundesnetzagentur und Landesregulierungsbehörden unterliegt. Es wird in das Fernleitungsnetz und die Verteilerebene unterschieden. Im aktuellen Zustand basiert das Gasnetz auf Methan, eine Beimischung von bis zu 10 % Prozent Wasserstoff ist nach aktuellen Richtlinien möglich (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft [BDEW], 2020). Das deutsche Fernleitungsnetz weist eine Länge von 40.000 km auf, es gibt 16 Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas). Das gesamte deutsche Gasnetz weist eine Länge von 530.000 km auf. (Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas [FNB Gas], o. D.; BMWi, o. D. a) 

Über den Netzentwicklungsplan Gas (NEP Gas) werden sämtliche für den sicheren Betrieb und bedarfsgerechten Ausbau notwendigen Maßnahmen festgelegt. Derzeit befindet sich der NEP Gas 2020-2030 in der Bearbeitung, der Entwurf (FNB Gas, 2020c) wurde am 01.07.2020 an die BNetzA übergeben. In diesem ist erstmals der Transport von Wasserstoff berücksichtigt worden. Entsprechende Berechnungen mit Wasserstoff sind vorgenommen worden. In der aktuellen Rechtsgrundlage sind jedoch reine Wasserstoff-Projekte nicht im Rahmen des NEP umsetzbar, da sie aktuell nicht der Regulierung unterliegen. Die Fernleitungsnetzbetreiber erwarten, dass der Gesetzgeber die rechtlichen Rahmenbedingungen schafft, so dass Wasserstoff als künftiges Hauptprodukt der stofflichen Energiewirtschaft dem Erdgas gleichgesetzt wird. Die Berechnungen mit Wasserstoff wurden als „Grüngasvariante“ ausgeschrieben und als Handlungsempfehlung aufgeführt, im verbindlichen Teil des NEP Gas ist bisweilen die „Basisvariante“ enthalten. (FNB Gas, 2020c)

Kartografische Darstellungen des aktuellen Gasnetzes sind im Anhang C, die Ausbaumaßnahmen der Basisvariante sowie der Grüngasvariante bis 2030 in Anhang D und Anhang E dargestellt. Im Kapitel 5 wird vertieft auf den Transport von Wasserstoff eingegangen.

Über deutschen Boden werden beachtliche Mengen Gas von und in andere EU-Länder transportiert: im Jahr 2019 wurden 1.703 TWh importiert, während nur rund 69 TWh inländisch gefördert oder als auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas gewonnen wurden; zusammen mit einem „Speichersaldo Einspeicherung“ von 53 TWh ergibt sich ein Gesamtgasaufkommen von 1824 TWh. Auf der anderen Seite der Bilanz wurden demnach 702 TWh exportiert sowie 948 TWh in Deutschland verbraucht. (BNetzA, 2021, S. 322,331)

Der Erdgasverbrauch in Deutschland 2019 stammte entsprechend zu 92,7 % aus Importen, nur 7,3 % wurden landesintern gefördert oder durch auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas erzeugt. Gemessen an der für den Erdgasverbrauch in Deutschland benötigten Gasmenge wurde 2019 die 1,79-fache Menge importiert, ein entsprechend großer Teil wieder exportiert. 

Mecklenburg-Vorpommern ist an die bedeutendsten Transit-Gaspipelines der Bundesrepublik angeschlossen: Die für die europäische Gaswirtschaft wichtige Gaspipeline Nord Stream aus Russland landet in MV an, 67,5 % der deutschen Gas-Importe im Jahr 2019 entstammen dieser (BNetzA, 2021, S. 343). Von dort transportieren die Pipelines Nordeuropäische Pipeline (NEL), Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung (OPAL) und die Europäische GasAnbindungsleitung (EUGAL) das Erdgas durch MV und weiter in andere Bundesländer und Nachbarstaaten, wie der detaillierten Karte des gesamten europäischen Gasnetzes des Verband europäischer Fernleitungsnetzbetreiber für Gas (kurz ENTSO-G) entnommen werden kann (European Network of Transmission System Operators for Gas [ENTSOG], 2019). Im Anhang F ist ein Ausschnitt davon dargestellt. Im langfristigen Umstieg von

Erdgas auf eine wasserstoffbasierte Gas- bzw. Energiewirtschaft weist MecklenburgVorpommern gute Voraussetzungen durch die vorhandene Infrastruktur dieser

Pipelines auf.  

3.5.3 Wärmenetze

Wärmemarkt und Entwicklung der Fernwärme 

Nach BDEW (2020) betrug der Endenergieverbrauch im Wärmemarkt 2018 in Deutschland 1.395 TWh (S. 4), davon für Raumwärme und Warmwasser 760,9 TWh (S. 10). Davon wiederum 125,2 TWh nur Warmwasser (S. 10), was einem Anteil an Raumwärme und Warmwasser von 16,5 % entspricht. Der Fernwärmeabsatz inkl. Fernkälte betrug 2018 123 TWh (S. 31), dies entspricht einem Anteil am gesamten Endenergieverbrauch des Wärmemarktes von 8,8 %. 

Die Referenz-Studie geht von einem Anstieg der Fernwärmeerzeugung zum Jahr 2050 um rund 20 % verglichen mit dem heutigen Stand aus (S. 58). Im Gebäudesektor werde sich der Fernwärmeverbrauch im Vergleich zu heute fast verdoppeln (S. 84). Fernwärme weist dann mit 17,8 % (S. 84) den zweitgrößten Beitrag am Endenergieverbrauch des Gebäudesektors auf, nach dem größten Beitrag durch Wärmepumpen. Die Referenz-Studie prognostiziert einen entsprechenden Ausbau der Wärmenetze. Die Deutsche Energie-Agentur (dena) bestätigt ein entsprechendes Potential für Wärmenetze für Deutschland (Pehnt et al., 2017). Zudem prognostiziert die Referenz-Studie für Raumwärme und Warmwasser im Gebäudesektor für 2050 einen Anteil von 72 % an der gesamten Fernwärmeerzeugung. 

Die Fernwärmeerzeugung MVs betrug im Jahr 2016 11.908 TJ bzw. rund 3.308 GWh (Länderarbeitskreis Energiebilanzen [LAK], o. D.). Setzt man den prognostizierten Anstieg der Fernwärmeleistung an, ergäbe dies eine Fernwärmeerzeugung in MV von rund 3.969 GWh im Jahr 2050. Unter Berücksichtigung seines prognostizierten Anteils nach Referenz-Studie ergibt dies für Raumwärme und Warmwasser im Gebäudesektor 2.857,9 GWh. Unterstellt man den Anteil für Warmwasser von 16,5 %, wie er in Deutschland aktuell vorliegt, ergibt dies eine Fernwärmeerzeugung für Warmwasser in MV von 471,6 GWh im Jahr 2050.

Wärmenetze

Die Studie „Bausteine der Wärmewende“ (Grüttner, 2021) im Auftrag des Landesverbandes Erneuerbare Energien MV (LEE MV) hat sich kürzlich umfangreich mit dem Thema Wärmenetze in Mecklenburg-Vorpommern auseinandergesetzt. Danach gab es zum 1. Januar 2020 in 37 der 84 Gemeinden in MV mit Stadtrecht Wärmenetze, die durch Stadtwerke betrieben werden. Hinzu kommen 20 weitere Wärmenetze, die durch andere Unternehmen als die Stadtwerke betrieben werden und eine lokal begrenzte Versorgung mit Wärme bieten. Diese sind in Städten mit Wärmenetzen durch Stadtwerke als auch Städten ohne Wärmenetze durch Stadtwerke zu finden. Im ländlichen Raum bestehen mindestens weitere 70 Wärmenetze.

Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK (AGFW) stellt nach eigener Aussage die einzige aktuelle und vollständige Datenbasis zur Kraft-Wärme-Kopplung und Fernwärmeversorgung dar. Demnach verfügt Deutschland im Jahr 2018 über Wärmenetze mit einer Gesamtleistung von 37.489 MW (Wärmehöchstlast aller Netze) bei 21.736 km Trassenlänge und einem Anschlusswert von 51.754 MW. Es gibt demnach bundesweit 1.163 Wärmenetze als Wassernetze, davon 58 in MV (entspricht rund 5 %), sowie 44 Dampfnetze, davon eines in MV. Das Bundesland weise an den gesamtdeutschen Fernwärmenetzen einen Anteil von 2,4 % des Anschlusswertes, 2,6 % der Netzeinspeisung sowie 4,5 % der Trassenlänge auf. (Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK [AGFW], 2020)

Es fällt positiv auf, dass demnach in MV mit 5 % überproportional viele Wärmenetze vorhanden sind, besonders im Hinblick auf den verglichen dazu geringeren Anteil an der gesamtdeutschen Bevölkerung (1,9 %, siehe Kap. 2.2).

Der Autor der Studie des LEE MV (Grüttner, 2021) kritisiert die Vollständigkeit der Erhebungen des AGFW, mit der Begründung, es nähmen nicht alle Energieunternehmen durch

Bereitstellung von Daten teil, so dass die Ergebnisse ein unvollständiges Bild zeichnen. 

Der Trend zu einem überproportionalen Anteil von Wärmenetzen in Mecklenburg-Vorpommern im Vergleich zur Bundesrepublik erscheint jedoch auch bei teilweise unvollständigen Daten als zuverlässiger Fakt. 

Mit einer Zunahme der Fernwärme um 20 % bis hin zu einer Verdopplung der Fernwärme im Gebäudesektor und dem Wandel der Erzeugungsstruktur unterliegen die Wärmenetze einem großen Wandel. Mecklenburg-Vorpommern beweist jedoch durch seine überproportionale Anzahl an Wärmenetzen heute, dass es gute Voraussetzungen für einen wachsenden Fernwärme-Anteil bietet. 

Im Anhang H sind die heutigen Wärmenetze in MV dargestellt. Mit den Begriffen Fernwärme, Fernwärmenetze und Wärmenetze werden in dieser Arbeit alle Formen im Zusammenhang mit der Lieferung von Raumwärme, Warmwasser oder Dampf zusammengefasst, eine Unterscheidung in Nahwärme oder Fernwärme wird hier nicht getroffen. Grüttner (2021) hingegen hat eine eigene Definition vorgenommen, die zum Verständnis des Anhang H zu berücksichtigen ist, die Erläuterung findet sich dort.

Auf verschiedene Temperaturniveaus und Generationen der Wärmenetze wird im Kapitel 4.7 im Zusammenhang mit der Nutzung der Abwärme der Elektrolyse eingegangen.

    Technologien zur Produktion von grünem Wasserstoff

4.1     Einleitung Wasserelektrolyse

Da die Referenz-Studie davon ausgeht, dass sämtliche aus Wasserstoff weiterverarbeiteten PtX-Produkte bis zum Jahr 2050 importiert werden – also nicht in Deutschland hergestellt werden – wird im Folgenden nur auf die Herstellung des Wasserstoffs eingegangen, nicht aber auf die Herstellung der weiteren PtX-Produkte. Hintergrund ist die Überlegung, dass Wasserstoff aufwändiger über größere Distanzen zu transportieren ist als z. B. flüssige Energieträger wie synthetisches Ammoniak und Methanol, wodurch in Deutschland die direkte Nutzung des regenerativen Stroms und der Ausbau des PtH2-Pfades sinnvoller ist. Es werden nun Grundlagen zur Wasserelektrolyse erläutert und im Anschluss die Technologien zur Herstellung des Wasserstoffs genauer vorgestellt. 

Es sollen jene Technologien zur Produktion von grünem Wasserstoff vorgestellt werden, die realistisch gesehen, in einem zukünftigen Energieszenario 2050 in Deutschland eingesetzt werden. Eine Metaanalyse im Rahmen der Studie des Wuppertal Instituts und des DIW Econ (Merten et al., 2020), bei der eine Vielzahl von Studien diesbezüglich ausgewertet wurden, ermittelt dafür folgende drei Technologien:

•        Alkalische Elektrolyse (AEL),

•        Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse (PEMEL),

•        Hochtemperatur-Elektrolyse (HTEL).

Die Alkalische Elektrolyse weist den höchst möglichen Technologie-Reifegrad (TRL^[12]) von 9 auf. Sie findet seit fast einem Jahrhundert großtechnische Anwendung (Kurzweil & Dietlmeier, 2018, S. 380). Wesentliche Vorteile gegenüber den anderen Technologien sind nach der technischen Ausgereiftheit die geringsten Kosten, zudem eine längere Lebensdauer der Elektrolyseur Stacks. Die Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse (PEMEL) weist einen hohen TRL von 8 auf, sie bietet signifikante Vorteile gegenüber den anderen Technologien: bessere Wirkungsgrade im Teillastbereich, schnellere Reaktionszeiten sowie eine kompaktere Bauweise. Die Hochtemperatur-Elektrolyse (HTEL) verspricht hohe Wirkungsgrade, sie befindet sich jedoch noch in der Forschungs- und Entwicklungsphase und weist somit von den in Betracht kommenden Technologien den niedrigsten TRL von 6 auf. (Sterner et al., 2017; Zapf, 2017; TRLs nach dena, 2018)

Das größte Potential in einem klimaneutralen Energie-Szenario 2050 wird, aufgrund der guten Eignung in Kombination mit volatilen Erzeugungsstrukturen, derzeit der PEMEL

Technologien zur Produktion von grünem Wasserstoff

zugesprochen (Merten et al., 2020). Es werden in dieser Arbeit alle drei Technologien beschrieben und die Kosten und Wirkungsgrade dargestellt; sämtliche Berechnungen werden jedoch auf Basis der Kosten und Wirkungsgrade der PEMEL durchgeführt.

4.2     Thermodynamische Grundlagen

Gesamtes Kapitel nach Kurzweil und Dietlmeier (2018), vereinzelt abweichende Quellen sind entsprechend gekennzeichnet.

Die Wasserelektrolyse kann mit folgender Reaktionsgleichung beschrieben werden:

𝐻₂𝑂(𝑙) → 𝐻₂(𝑔) +  𝑂₂(𝑔)

Die Elektrolyse ist eine endotherme Reaktion, die unter Entropiezunahme unfreiwillig durch Anlegen einer entsprechenden Spannung erzwungen wird. Dabei wird flüssiges Wasser (bzw. Wasserdampf bei der Dampfelektrolyse/ Hochtemperaturelektrolyse) gespalten in Wasserstoff und Sauerstoff. Die dafür notwendige Energie ergibt sich aus der Gibbs-Helmholtz-Gleichung:

 ∆𝐻⁰ = ∆𝐺⁰ + 𝑇 ∗ ∆𝑆⁰                   ΔH⁰ :    nutzbare Reaktionsenthalpie

                                                                ΔG⁰ : Gibbsches Potential / freie Reaktionsenthalpie

                                                                T :    Temperatur in Kelvin

ΔS⁰ :  Entropieänderung 

                          Die Hochgestellte Null ⁰ beschreibt thermodynamische

Standardbedingungen.

Unter thermodynamischen Standardbedingungen (Temperatur T = 298,15 K (25°C) und Druck p = 1013 hPa (1 bar)) ergeben sich für ein Mol Wasserstoff ΔH⁰ = 285,83 kJ/mol bzw. ΔG⁰ = 237,13 kJ/mol. Die Reaktionsenthalpie bei Standardbedingungen (25°C, 1 bar) ΔH⁰ entspricht dem Brennwert (früher oberer Heizwert). Die Differenz vom Brennwert zum Heizwert (früher unterer Heizwert; Bindungsenthalpie bei 100°C, 1 bar) ist die Verdampfungsenthalpie des Wassers. 

Je Wassermolekül fließen zwei Elektronen für die Reaktionsgleichung der Wasserelektrolyse.

Damit ergibt sich unter Anwendung der Faraday’schen Gesetze die theoretische Zersetzungsspannung oder auch reversible Zellspannung von Wasser von 1,23 V:

              ∆𝐺⁰             237,13 𝑘𝐽 𝑚𝑜𝑙⁻¹                      F:   Faraday-Konstante in C/mol

𝑈 𝑉      z:  Reaktionswertigkeit; in der

Reaktionsgleichung ausgetauschte

Zahl der Elektronen

Die tatsächlich aufzuwendende Energie ist aber aufgrund der Entropieänderung ΔS⁰ höher. Der zuzuführende entropische Anteil T*ΔS⁰ der freien Reaktionsenthalpie ΔH⁰ kann später grundsätzlich nicht wieder in Nutzarbeit umgewandelt werden, sondern tritt als Wärmeabgabe der Rückreaktion (z. B. in Brennstoffzellen) auf. Die Spannung, bei der dieser entropische Anteil durch die elektrische Speiseleistung des Elektrolyseurs bereitgestellt wird, wird thermoneutrale Spannung U_th genannt. Sie berechnet sich folgendermaßen:

               ∆𝐻⁰              285,83 𝑘𝐽 𝑚𝑜𝑙−¹                       F:    Faraday-Konstante in C/mol

𝑈_𝐻  𝑉      z:  Reaktionswertigkeit; in der

Reaktionsgleichung ausgetauschte

Zahl der Elektronen

Bei der AEL und PEMEL wird keine Wärme zugesetzt, daher muss der entropische Anteil der endothermen Zellreaktion durch zusätzliche elektrische Energie ausgeglichen werden. Erreicht wird diese Spannung von 1,48 V durch einen zusätzlichen Spannungsbeitrag über die 1,23 V der theoretischen Zersetzungsspannung hinaus. In Tabelle 10 sind die Werte der Wasserstoffspaltung übersichtlich dargestellt.

Tabelle 10: Werte der Wasserstoffspaltung

	Zweiphasensystem: Wasser liegt flüssig vor (25°C, 1 bar)	Gasphasenreaktion: Wasser liegt gasförmig vor (100°C, 1 bar)
Gibbsches Potenzial ΔG	237,13 kJ/mol (ΔG0)	228,57 kJ/mol
Reaktionsenthalpie ΔH	285,83 kJ/mol (ΔH0)	241,82 kJ/mol
Theoretische Zersetzungsspannung/Reversible Zellspannung U0	1,23 V	1,17 V
ThermoneutraleZersetzungsspannung Uth	1,48 V	1,25 V
Temperaturabhängigkeit der reversiblen Spannung	− 0,85 mV/K	− 0,23 mV/K
Temperaturabhängigkeit der thermoneutralen Spannung	0	0,046 mV/K

Quellen: Sterner et al., 2017; Kurzweil & Dietlmeier, 2018

Die Zellspannung weist eine Temperatur- und Druckabhängigkeit auf. Bei höherer Temperatur verringert sich die theoretische Zersetzungsspannung der Wasserelektrolyse. Bei Standardbedingungen von 25°C beträgt diese 1,23 V, bei 60°C nur 1,20 V. Wird die Elektrolyse aus der Dampfhase des Wassers durchgeführt oberhalb 100°C, benötigt dies eine deutlich geringere theoretische Zersetzungsspannung und erwirkt einen höheren Wirkungsgrad. Die theoretische Zersetzungsspannung beträgt bei Wasserdampf mit 100°C 1,17 V, bei 1000°C nur noch 0,91 V. Durch Druckerhöhung erhöht sich diese hingegen. Eine

Druckerhöhung vom Normalzustand von ca. 1 bar auf 30 bar erhöht die theoretische Zersetzungsspannung um 0,065 V. Eine Erhöhung der Temperatur senkt somit die Zersetzungsspannung vorteilhaft, wohingegen höherer Druck die Zersetzungsspannung nachteilig erhöht. Die Temperatur- und Druckabhängigkeit der theoretischen Zersetzungsspannung sind in Abbildung 13 und Abbildung 14 dargestellt.

Abbildung 13: Temperaturabhängigkeit der           Abbildung 14: Druckabhängigkeit der Theoretischen Zersetzungsspannung           Theoretischen Zersetzungsspannung

Quelle: Kurzweil & Dietlmeier, 2018              Quelle: Kurzweil & Dietlmeier, 2018

4.3     Alkalische Elektrolyse (AEL)

Gesamtes Kapitel nach Kurzweil und Dietlmeier (2018), Sterner et al. (2017) und Zapf (2017).

Die Alkalische Elektrolyse (AEL) weist den höchsten Entwicklungsstand auf, es handelt sich um eine bereits großtechnisch erprobte und kommerziell verfügbare Technologie. Sie ist von Kleinanlagen bis hin zu Megawatt-Leistungen verfügbar. Zu den Vorteilen zählt ihre hohe Langzeitstabilität, geringe Investitionskosten und die derzeit höchsten Wirkungsgrade. Zudem werden keine Edelmetalle benötigt. Zur Kopplung mit volatilen erneuerbaren Energien besteht aufgrund des geringen Teillastbereich und einer trägen Laständerung im Hinblick auf dynamisches Betriebsverhalten noch Optimierungsbedarf – ebenso für einen Betrieb unter höheren Drücken sowie hinsichtlich Effizienz. Aufgrund der notwendigen Zirkulation des flüssigen Elektrolyts in einem Elektrolyt-Kreislauf, ist der Aufbau platzintensiver als bei den anderen beiden Elektrolyse-Technologien. Ein weiterer Nachteil ist die erforderliche Reinigung der Lauge von Verunreinigungen.

Die AEL wird im Allgemeinen in einem Druckbereich von 1-30 bar bei Betriebstemperaturen von 40-90°C betrieben. Mit steigendem Druck verringert sich der notwendige Platzbedarf und erleichtert die Einspeisung ins Gasnetz sowie die Speicherung des Wasserstoffs. Die Zellspannung beträgt 1,8 bis 2,4 V. Die Reinheit des Wasserstoffs beträgt ohne weitere Reinigung 99,8–99,9 %.

Eine Elektrolysezelle besteht aus zwei Halbzellen, die durch eine ionenleitende Membran als Diaphragma bzw. Separator voneinander getrennt sind und in denen jeweils Elektroden eingebracht sind. In den Halbzellen zirkuliert als Elektrolyt eine wässrige KOH-Lauge mit einer typischen Konzentration von 20–40 %. Durch Anlegen der Zellspannung – das heißt unter Zuführung von Elektronen – wird das kathodenseitige Wasser in der Kathodenreaktion in atomaren Wasserstoff und Hydroxid-Ionen OH^– aufgespalten. Die entstehenden Protonen reagieren zu H₂-Molekülen, steigen auf und werden vom Elektrolyten abgeführt. Die Hydroxidionen diffundieren durch das Diaphragma und reagieren in der anderen Halbzelle in der Anodenreaktion zu Wasser und atomarem Sauerstoff unter Abgabe von Elektronen. Die entstehenden Sauerstoff-Moleküle steigen ebenfalls auf und werden vom Elektrolyten abgeführt. Verbrauchtes Wasser wird entsprechend nachgefüllt. Je nach Aufbau der Anlage erfolgt die Abführung der Produktgase vom Elektrolyten wie beschrieben durch Aufsteigen oder in Gasabscheidern. Die Ausschleusung des Wassers erfolgt durch Verdampfung aus dem Elektrolyten außerhalb des Stacks.

Die Anforderungen an das Diaphragma zwischen den Elektroden sind Beständigkeit gegen die Alkali-Lauge, Gasundurchlässigkeit und ausreichende mechanische Stabilität, um Druckdifferenzen zwischen den beiden Halbzellen zu widerstehen. Während bis in die 1990-er Jahre Asbest eingesetzt wurde, haben sich seit dem Verbot des krebserregenden Stoffes keramische Materialien etabliert; beispielsweise Zirfon von Agfa-Gevaert. Als Elektroden werden zumeist Nickel, nickelplatiertes Eisen oder Stahl verwendet. Teure Edelmetalle sind nicht notwendig.

Die Reaktionsgleichungen lauten: 

Kathodenreaktion:		2𝐻2𝑂 (𝑙) + 2𝑒− → 𝐻2(𝑔) + 2𝑂𝐻−
Anodenreaktion:		2𝑂𝐻− → 1 𝑂2(𝑔) + 𝐻2𝑂(𝑙) + 2𝑒− 2
Gesamtreaktion:		𝐻2𝑂(𝑙) → 𝐻2(𝑔) + 1 𝑂2(𝑔)

₂

4.4      Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse (PEMEL)

Gesamtes Kapitel nach Kurzweil und Dietlmeier (2018), Sterner et al. (2017) und Zapf (2017).

Die Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse (PEMEL) befindet sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium, PEM-Elektrolyseure werden international angeboten. Die PEMEL hat ihren Ursprung in der Brennstoffzellentechnik; die Vorgänge in der PEMEL basieren daher auf den inversen Vorgängen einer Brennstoffzelle. Zu den wesentlichen Vorteilen der PEMEL gegenüber der AEL zählen neben der kompakten Bauweise eine höhere Effizienz und bessere Teillastfähigkeit. Auch ist eine größere zeitweise Überlastbarkeit möglich. Damit ist die PEMEL gut geeignet, um mit volatilen Erneuerbaren Erzeugern gekoppelt zu werden. Aufbau und Verfahrenstechnik sind einfach, da kein Elektrolytkreislauf vorhanden ist. Zu den Nachteilen zählen jedoch höhere Investitionskosten durch teurere Werkstoffe und hohe Materialanforderungen. Zudem werden Edelmetallkatalysatoren benötigt.

Die PEMEL kann in einem Druckbereich von 30–50 bar betrieben bei Betriebstemperaturen von 20–200°C. Erhöhter Druck erleichtert die Einspeisung ins Gasnetz sowie die Speicherung des Wasserstoffs. Die Zellspannung beträgt 1,8 bis 2,2 V. Der Wasserstoff weist trotz einer Verunreinigung durch O₂-Gasdruchtritt durch die Membran eine Reinheit von 99,99 % auf.

Eine PEM-Elektrolysezelle lässt sich als Sandwich-Aufbau veranschaulichen. Zentrales

Element ist eine protonenleitende Membran, die namensgebende Proton Exchange

Membrane (kurz PEM); beispielsweise aus Nafion von Dupont oder Fumapem von FumaTech. Die Membran ist beidseitig verbunden oder beschichtet mit katalytisch aktiven Elektroden (zumeist aus Platin) und bildet damit die sogenannte Membrane Electrode Assembly (MEA) Einheit. An die MEA schließt sich auf beiden Seiten eine Schicht aus porösen Stromableitern – aus Titan bei niedrigeren Drücken oder Niob bei höheren Drücken – als Gasdiffusionslage an. Die Gasdiffusionsschicht dient dem Stromfluss von den Elektroden zu den Bipolaren Platten und ist zudem durchlässig sind für die Produktgase und Wasser. Diese beiden die Zelle abschließenden Bipolaren Platten werden aus teuren hochschmelzenden Metallen wie Titan, Tantal, Zirconium oder Niob hergestellt und weisen eingravierte Kanäle auf, die auf der Kathodenseite der Zuführung von Wasser in und dem Abtransport des Sauerstoffs aus der Gasdiffusionslage dienen sowie auf der Anodenseite dem Abtransport des Wasserstoffs aus der Gasdiffusionssicht. Zudem dienen die Bipolaren Platten der gleichmäßigen Verteilung des Stromes auf den Elektrolyten. An eine solche Elektrolysezelle schließt sich in einem Stack-Verbund direkt die nächste Zelle an, wobei eine Bipolare Platte durch geeignete beidseitige Gravur beiden Zellen dient und die angrenzenden Gasräume sicher voneinander trennt. 

Wird an die beiden Bipolaren Platten einer Zelle eine entsprechende Spannung angelegt, reagiert das zur Anode geführte Wasser zu atomarem Sauerstoff und Wasserstoffprotonen unter Abgabe von Elektronen. Der Sauerstoff wird über die Gaskanäle der bipolaren Platten abgeführt. Die Wasserstoff-Protonen diffundieren durch die Membran zur Kathode und reagieren dort unter Aufnahme von Elektronen in der Kathodenreaktion zu Wasserstoff. Der Wasserstoff wird über die Kathoden-Gaskanäle der bipolaren Platten abgeführt. Die Reaktionsgleichungen lauten:

Anodenreaktion:		𝐻2𝑂 (𝑙) → 12 𝑂2 + 2𝐻+ + 2𝑒−
Kathodenreaktion:		2𝐻+ + 2𝑒− → 𝐻2(𝑔)

Technologien zur Produktion von grünem Wasserstoff

Gesamtreaktion:            𝐻₂𝑂(𝑙) → 𝐻₂(𝑔) + ¹₂ 𝑂₂(𝑔)

4.5     Hochtemperatur-Elektrolyse (HTEL)

Gesamtes Kapitel nach Kurzweil und Dietlmeier (2018) und Sterner et al. (2017), vereinzelt abweichende Quellen sind entsprechend gekennzeichnet.

Bei der Hochtemperatur-Elektrolyse (HTEL) wird Wasserdampf bei etwa 700–1000°C gespalten. Sie steht konzeptionell der Festoxid-Brennstoffzelle nahe. Die Energie zur Wasserdampferzeugung wird extern aufgebracht. Dadurch wird für die eigentliche Elektrolyse eine geringere Spaltungsenergie benötigt. Infolgedessen kann die Zellspannung um mehr als 0,5 V im Vergleich zu den anderen Elektrolyse-Technologien gesenkt werden. 

Die HTEL befindet sich zwar noch in der Entwicklung, ihr wird jedoch der größtmögliche erreichbare Wirkungsgrad im Vergleich zu den anderen Elektrolyse-Technologien zugesprochen. Ein weiterer Vorteil ist, dass neben Wasserstoff auch CO₂ zu CO reduziert werden kann. Die HTEL ist somit in der Lage auch Synthesegas herzustellen, das in den meisten Pfaden der Herstellung von PtX-Produkten benötigt wird. Zudem ist die HTEL reversibel. Sie kann also vom Prinzip auch als Brennstoffzelle arbeiten, wie im Jahr 2014 bewiesen wurde. Damit bieten sich insbesondere in einem späten Abschnitt des Wandels des Energiesystems Vorteile, wenn Wasserstoff in gewissen Mengen auch rückverstromt wird. Zu den Nachteilen zählt eine lange Aufheizphase und eingeschränktes dynamisches Verhalten bei Lastwechseln. Bei der HTEL sind aufgrund der hohen Temperaturen zur Verringerung der thermischen Spannungen möglichst gleichbleibende Betriebsbedingungen einzuhalten.

Die HTEL wird heute bei ca. 10 bar betrieben (Smolinka et al., 2018). 

Eine Elektrolysezelle besteht aus zwei Halbzellen, die durch einen festen gasdichten Elektrolyten getrennt sind, an denen die Elektroden angebracht sind. Hinsichtlich des Aufbaus sind zwei grundlegende Zelldesigns möglich: ein planarer Aufbau sowie ein röhrenförmiger Aufbau. Das planare Design lässt sich als Sandwich-Aufbau aus Platten veranschaulichen. Auf die zentrale Elektrolytplatte ist auf der einen Seite die Anodenplatte, auf der anderen Seite die Kathodenplatte angebracht. Praktisch fungiert eine der Platten als Träger, die anderen werden als funktionale Schichten aufgebracht Daran sind abschließend jeweils Strömungsplatten angebracht, durch deren Kanäle die Gase strömen. Bipolarplatten verbinden die in Reihe geschalteten Zellen. Beim röhrenförmigen Design hingegen lässt sich der zentrale Elektrolyt als Röhre vorstellen, auf dessen Innenseite sich die Anode als Schicht anschließt, auf der Außenseite sich die Kathode als Schicht anschließt. Beim planaren Aufbau strömt der überhitzte Wasserdampf auf der Kathodenseite in die horizontalen Strömungskanäle ein und strömt so über die Kathode und reagiert unter Aufnahme von zwei Elektronen zu Wasserstoff und O₂-Ionen. Dieser Wasserstoff strömt am anderen Ende der Strömungskanäle heraus und wird entnommen, während die O₂-Ionen durch den Elektrolyten zur Anode diffundieren. Dort reagieren Sie unter Abgabe von Elektronen zu Sauerstoff, der durch die Strömungskanäle der dortigen Strömungsplatte nach oben abgeführt wird. Beim röhrenförmigen Aufbau strömt der Wasserdampf axial innen in ein Ende der Röhre ein, strömt dann über die Kathode und reagiert zu Wasserstoff und O₂-Ionen. Der Wasserstoff strömt am anderen Ende der Röhre aus, während die O₂-Ionen von der Innenseite der Röhre zur Außenseite der Röhre durch den Elektrolyten diffundieren. Der an der Außenseite der Röhre an der Anode entstehende Sauerstoff wird abgeführt. 

Beide Zelldesigns weisen aufgrund der enormen thermischen Belastungen werkstofftechnische Probleme auf. Planare Zellen sind zwar einfacher herzustellen und weisen höhere Leistungsdichten auf, dafür treten hier jedoch Dichtungsprobleme auf. Röhrenförmige Zellen sind hingegen leicht abdichtbar, aber weniger leistungsfähig.

Als Elektrolyt wird stabilisiertes Zirconiumdioxid oder das weniger stabile Lanthangallat verwendet. Als Elektrodenmaterialien werden für die Wasserstoffelektrode (Kathode) poröse nickelbasierte Komposit-Elektroden verwendet, sogenannte „keramische Metalle“, CERMETs. Für die Sauerstoffelektrode (Anode) werden Materialien mit Perowskitstruktur verwendet; bspw. strontiumdotiertes Lanthanmanganat. Im Betrieb löst sich allmählich die Elektrode vom Elektrolyten ab. Eine Verringerung der Alterung der Elektrode kann durch Zusatz von Palladium erreicht werden.

Die Reaktionsgleichungen lauten:

Kathodenreaktion:		𝐻2𝑂 (𝑔) + 2𝑒− → 𝐻2(𝑔) + 𝑂2−
Anodenreaktion:		𝑂2− → 1 𝑂2(𝑔) + 2𝑒− 2
Gesamtreaktion:		𝐻2𝑂(𝑔) → 𝐻2(𝑔) + 1 𝑂2(𝑔)

₂

4.6     Teil- und Überlastbarkeit der Elektrolyse 

Ein Working Paper an der TU Berlin (Milanzi et al., 2018) wertete eine Vielzahl Literaturangaben sowie einige bestehende Demonstrationsprojekte aus und ermittelte hinsichtlich Überlastbarkeit für die PEMEL einen langfristigen Betriebsbereich von 0-200 % der Nennlast. Der AEL hingegen wird demnach eine Überlastfähigkeit bis zu 150 % genannt. Für die Teillastfähigkeit biete die PEMEL mit einer Mindestteillast von 0-10 % der Nennlast deutliche Vorteile gegenüber der AEL mit 20-40 %. Für die HTEL konnte demnach keine Literaturangaben gefunden werden.

4.7      Wirkungsgradsteigerung der Elektrolyse durch Abwärmenutzung

Bei der Elektrolyse entsteht Prozesswärme. Durch die Nutzung dieser Abwärme kann eine signifikante Wirkungsgradsteigerung erreicht werden. Voraussetzung hierfür ist die zuverlässige Abführung der Wärme, da ansonsten irreparable Schäden am Elektrolyseur entstehen können. Gegebenenfalls ist eine Kombination mit einem zusätzlichen Kühlsystem notwendig, das überschüssige Abwärme jederzeit zuverlässig abführen kann. Die vorgestellten Elektrolyse-Technologien weisen unterschiedliche Temperaturniveaus auf: dargestellt in Tabelle 11. Inwieweit diese Wärme genutzt werden kann, hängt davon ab, ob in der Nähe Wärmenetze bzw. Anwendungen mit geeigneten Temperaturniveaus vorhanden sind. Die Vorlauftemperaturen der verschiedenen in Deutschland üblichen Wärmenetze bzw. geeigneten Anwendungen sind in Tabelle 12 dargestellt. (Sterner et al., 2017)

Tabelle 11: Temperaturniveaus der Elektrolyseverfahren

Tabelle 12: Vorlauftemperaturen der Wärmenetze bzw. der geeigneten Anwendungen

Wärmenetze bzw. geeignete Anwendungen	Vorlauf-Temperatur in °C
Hochtemperatur:Wärmenetz der 2. Generation	90–130
Mitteltemperatur:Wärmenetz der 3. Generation	60–90
Niedertemperatur:Wärmenetz der 4. Generation	40–60
Kalte Nahwärme	0–30
Industrie	verschieden

Elektrolyseverfahren	Temperaturniveau in °C
AlkalischeElektrolyse	40–90
PEM-Elektrolyse	20–100
Hochtemperatur-Elektrolyse	700–1000

Quelle: Sterner et al., 2017

Quellen: Sterner et al., 2017; Pehnt et al, 2017

Die Wärmenetze können in verschiedene Generationen eingeteilt werden, wobei stetig angestrebt wurde niedrigere Temperaturen zu erreichen, um Verluste zu verringern und eine bessere Integration von Erneuerbaren Energien zu ermöglichen. Die Realisierung von Wärmenetzen der 4. Generation hat gerade begonnen, wobei die Temperaturen je nach Literaturangabe auch bereits bei 20°C beginnen und bis 95°C gehen. Aktuell verbreitet sind Wärmenetze der 2. und 3. Generation. Die kalte Nahwärme ist eine noch recht wenig verbreitete Anwendung, für die auch der Begriff der 5. Generation auftaucht. Sie wird teilweise auch dem Niedertemperatur-Wärmenetz zugeordnet, wobei dies eigentlich hinsichtlich der aufgeführten Temperaturen unpassend erscheint. Die Technologie wurde bereits in diversen Projekten erfolgreich demonstriert: beispielsweise in einem Neubaugebiet in NordrheinWestfalen (EnergieAgentur.NRW, 2017). Bei der kalten Nahwärme wird Sole von einer zentralen Wärmequelle (beispielsweise durch oberflächennahe Geothermie) auf Temperaturen nahe der Umgebungstemperatur erwärmt, beispielsweise von 0°C bis 30°C (ggf. auch unter 0°C) und per Wärmenetz an die Abnehmer (z. B. Ein- oder Mehrfamilienhäuser) verteilt um dort jeweils mittels Wärmepumpe auf das benötigte Temperaturniveau von beispielsweise 35°C zum Heizen und 60°C zur Trinkwassererwärmung angehoben zu werden. Das Prinzip ähnelt der bereits üblichen Verwendung einer Wärmepumpe mit einer Wärmequelle auf dem eigenen Grundstück. Bei der kalten Nahwärme entfallen jedoch die individuelle Planung des Kollektors für die Umweltwärme und der zugehörige Platzbedarf auf dem eigenen Grundstück. Voraussetzung für eine klimafreundliche Anwendung ist bei diesem Konzept der Betrieb der Wärmepumpen ausschließlich mit erneuerbarem Strom. Der wesentliche Vorteil der kalten Nahwärme liegt in der Einbindung von Umweltwärme und Erneuerbaren Energien mit niedrigen Temperaturen wie beispielsweise

Geothermie oder Sonnenkollektoren. Entsprechend können die beiden Niedertemperatur-

Elektrolyse-Verfahren AEL und PEMEL hierbei eingebunden werden. (Pehnt et al., 2017)

Eine Zuordnung auf Basis der Temperaturniveaus zeigt: Das etwas höhere Temperaturniveau der PEM-Elektrolyse eignet sich ebenfalls zur Integration in die Wärmenetze der 3. und 4. Generation – je nach Temperaturniveau entweder direkt in den Vorlauf oder zur Anhebung der Temperatur des jeweils deutlich kühleren Rücklaufs. Ebenso ist das Temperaturniveau der Alkali-Elektrolyse nutzbar. Die Hochtemperatur-Elektrolyse hingegen eignet sich hervorragend für alle Wärmenetze höherer Temperatur. Aufgrund des sehr hohen Temperaturniveaus können bei dieser auch größere Entfernungen zwischen Elektrolyse-Strandort und Anwendungs-Standort überbrückt werden sowie Hochtemperatur-Anwendungen, wie es sie beispielsweise in der Industrie gibt. 

Wie in Kapitel 3.5.3 beschrieben, wird ein Anstieg der Fernwärmeerzeugung um rund 20 % prognostiziert, im Gebäudesektor sogar eine Verdopplung. Hier besteht entsprechendes Potential zur Integration der Elektrolyse-Abwärme. Aber auch in anderen Anwendungsfeldern ist entsprechendes Potential vorhanden. Im Jahr 2019 wurde 38 % der Fernwärme von der Industrie genutzt, 21 % vom Handel und Gewerbe und 41 % von Haushalten (BDEW, 2020).

Effekt für Mecklenburg-Vorpommern

Geht man beispielsweise davon aus 10 % der Elektrolyseleistung als Thermische Abwärme nutzen zu können, ergibt sich unter Vernachlässigung von Leitungsverlusten für den Wärmetransport etc. eine (Gesamt-)Wirkungsgrad-Steigerung der Elektrolyse von 10 %. Bezogen auf eine für MV errechnete Elektrolyseleistung im Jahr 2050 von 3,43 GW (siehe späteres Kapitel 6.2.5) ergäbe sich eine nutzbare Abwärmeleistung von 0,34 GW. Unter

Berücksichtigung der gewichteten Volllaststunden nach Energieszenario MV 2050 ergeben

Wasserstofftransport und

sich jährlich rund 980 TWh Abwärme aus Elektrolyse-Anlagen. In Kapitel 3.5.3 wurde unter den dort genannten Annahmen für MV eine Fernwärmeerzeugung zum Jahr 2050 von 3.970 GWh beziffert, daran die Fernwärmeerzeugung für Warmwasser 471,6 GWh. Somit ließe sich unter der getroffenen Annahmen im Idealfall über alle Anwendungsfelder hinweg bis zu 24,7 % der Fernwärmeerzeugung in 2050 in MV durch die Abwärme der Elektrolyse-Anlagen abdecken. Durch die saisonale Ausprägung des Wärmebezuges könnte mit den errechneten rund 980 TWh beispielsweise die Warmwasserbereitstellung ganzjährig durch die Abwärme der Elektrolyse erfolgen.

               Wasserstofftransport und -Speicherung

5.1     Einleitung

Es wurde bereits erläutert, dass in einem klimaneutralen Energiesystem bis zum Jahr 2050 Wasserstoff als der wesentliche Energieträger gesehen wird und dieser mit weiteren aus seiner Weiterverarbeitung gewonnen Energieträgern sukzessive Erdgas und andere klimaschädliche fossile Energieträger ersetzt. Wie auch bereits erwähnt wurde, muss Wasserstoff aufgrund der geringen volumetrischen Energiedichte im Grundzustand zum Transport verdichtet, verflüssigt oder der Hydrierung unterzogen werden. Die Verdichtung des Wasserstoffs stellt zur Verteilung an Land die einfachste und wirtschaftlichste Variante dar (Merten et al., 2020). Es wurde zudem aufgezeigt, dass Deutschland über ein leistungsfähiges Erdgasnetz verfügt, aus dem ein Wasserstoffnetz erwachsen könnte. Dies soll im Folgenden behandelt werden. Eine weitere wichtige Rolle kommen jedoch auch den durch Weiterverarbeitung des Wasserstoffs gewonnenen flüssigen Energieträgern wie Methanol, Kerosin, Naphtha u. a. zu: Die Gewinnung dieser flüssigen Stoffe ist zwar aufwändiger und in Folge kostenintensiver, neben Bereichen, in denen keine Alternativen zur Verfügung stehen wie dem Flug- und Schiffsverkehr, stellt die Erzeugung flüssiger Energieträger aber eine effiziente Alternative zur Speicherung großer Energiemengen dar (BMWi, 2020a). Transport und Lagerung dieser flüssigen Stoffe finden in der konventionellen Energiewirtschaft bereits heute in der Breite Anwendung (Schiffe, Pipelines, Tanks), daher soll darauf hier nicht weiter eingegangen werden. Der Transport von Ammoniak gestaltet sich aufgrund seiner physikalischen Eigenschaften einfacher als der von Wasserstoff und befindet sich zudem heute bereits in der großtechnischen Anwendung (siehe Kapitel 2.5.5); beispielsweise durch die Düngemittelwirtschaft (RP-Energie-Lexikon, o. D.). Auf den Transport und Lagerung von Ammoniak soll daher hier ebenfalls nicht weiter eingegangen werden. 

Während die Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas) erwarten, dass die Schaffung eines Wasserstoffnetzes ebenso wie das Erdgasnetz durch Regulierung in ihre Verantwortung gegeben wird, sieht der aktuelle Entwurf der Bundesregierung zur Regulierung von

Wasserstofftransport und

Wasserstoffnetzen dies nicht vor, stattdessen werde eine strikte Trennung von Wasserstoffnetz und Gasnetz vorgesehen, wie die Fachzeitschrift HZwei im Heft von April 2021 berichtet (Nallinger, 2021). Kritik an dieser zweigleisigen Regulierung üben demnach der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), der Verein des Gas- und Wasserfachs (DVGW), der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) sowie die Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas). Dem Bundesverband Erneuerbare Energien e.V (BEE) hingegen sei eben diese Trennung besonders wichtig und vorteilhaft, damit ein erfolgreicher Markhochlauf der deutschen Wasserstoffwirtschaft mit einem breiten Spektrum an Marktteilnehmern möglich sei. Der positiven Meinung schließt sich auch der Geschäftsführer der Initiative Erdgasspeicher (INES) an, da durch die strikte Trennung vermieden werde, dass bei sinkenden Absatzzahlen im Erdgasmarkt, die Kosten der Erdgasnetze den Hochlauf des Wasserstoffmarktes belasten. (Nallinger, 2021)

5.2     Wasserstoff-Beimengung im Erdgasnetz

In einer ersten Phase des Wandels zu einer klimaneutralen wasserstoffbasierten Energiewirtschaft kann das bestehende Erdgasnetz bereits ohne wesentlichen Umbau gewisse Mengen Wasserstoff aufnehmen. Die Verträglichkeit bestimmt sich immer durch das Glied im Netz mit der geringsten Beständigkeit gegenüber Wasserstoff. Während Rohrleitungen im Allgemeinen eine geringe Empfindlichkeit gegenüber Wasserstoff aufweisen, weisen Armaturen, Verdichter und Endverbraucher wie Blockheizkraftwerke und Brenner in den verschiedenen Heizsystemen unter Umständen eine wesentlich höhere Empfindlichkeit auf. Die größten Beschränkungen weist der Industriesektor auf, da bisher noch keine Prüfung der Komponenten in Bezug auf höhere Beständigkeit gegenüber Wasserstoff im Markt Einzug gefunden hat. Derzeit ist eine Beimischung von bis zu 2 % Wasserstoff im deutschen Gasnetz bereits zulässig. In Netzabschnitten, in denen sich keine CNGAbfüllstationen befinden, sind Beimischungen bis zu 10 % möglich. (Müller-Syring &

Henel, 2014; International Energy Agency [IEA], 2019)

5.3     Schaffung eines Wasserstoffnetzes

Nationaler Wasserstofftransport

Deutschlands leistungsfähiges und gut ausgebautes Erdgasnetz wird durch staatliche Instanzen reguliert. Das Netz wird neben der Einteilung in die Ebenen Transport und Verteilung in L-Gas und H-Gas-Leitungen unterschieden. Das Gasnetz wird sukzessive auf HGas umgestellt, welches einen höheren Brennwert aufweist. Die Fernleitungsnetzbetreiber Gas teilen die Überzeugung, dass die notwendige Wasserstoff-Infrastruktur aus dem bestehenden Erdgasnetz heraus entwickelt werden kann. Durch im Rahmen der Umstellung freiwerdende L-Gasleitungen und einem mit Voranschreiten der Energiewende erwarteten

Wasserstofftransport und

Rückgang der Erdgasmengen, könne unproblematisch parallel zum weiterbetriebenen HGasleitungs-Netz in einem ersten Schritt bis 2030 ein rein auf Wasserstoff basiertes sogenanntes „Wasserstoff-Startnetz“ etabliert werden. Hierfür werde nur ein geringer NeubauAufwand von 10 % benötigt. In späteren Ausbaustufen könne der vollständige Umstieg auf Wasserstoff erfolgen, hierfür wird ein Netz mit einer Länge von 23.000 km prognostiziert, das als volkwirtschaftlich effiziente Lösung zu 75 % aus bestehenden Erdgasleitungen erwächst. (FNB Gas, 2020a)

Im Anhang G ist das von den Fernleitungsnetzbetreibern Gas entworfene WasserstoffStartnetz 2030 dargestellt.

Die „Initiative für einen Europäischen Wasserstoff Backbone“, bei dem sich 23 Fernleitungsnetzbetreiber aus 21 Europäischen Ländern zusammengeschlossen haben, sieht in ihrer kürzlich aktualisierten Vision einer europaweiten Wasserstofftransport-Infrastruktur eine H2-Leitungsinfrastruktur mit 39.700 km bis zum Jahr 2040 basierend auf 69 % umgewidmeter Erdgasleitungen vor. Dabei wird für Mecklenburg-Vorpommern bereits zum Jahr 2035 eine H2-Verbindung über das Ballungszentrum Berlin vorgesehen, sowie Verzweigungen über die Ostsee nach Schweden. (Open Grid Europe GmbH, 2021; Jens et al., 2021)

In der Praxis sind wasserstoffbasierte kleinere Gasnetze bereits heute in Deutschland im Betrieb und Stand der Technik, z. B. das 240 km Netz im Ruhrgebiet Marl – Leverkusen, 150 km im mitteldeutschen Chemiedreieck um Leuna und in Schleswig-Holstein 30 km Heide – Brunsbüttel (Chemietechnik, 2021). Groß skalierte Praxiserfahrung wird nun zusätzlich im Rahmen der Reallabore gesammelt (siehe Kapitel 7.1). Weltweit gibt es derzeit über 4.500 km an Wasserstoff-Pipelines (Adolf et al., 2017).

Internationaler Wasserstofftransport

Für den Transport des in anderen Ländern erzeugten Wasserstoffs nach Deutschland kommen im Wesentlichen der Transport per Schiff oder über Pipelines in Frage: Im Rahmen der Metaanalyse hat Merten et al. (2020) ermittelt, dass der Transport per Schiff flexibler und über weitere Strecken möglich sei, jedoch sei die Kostenbandbreite für Transporte per Schiff mit dem etwa Dreifachen der Kosten deutlich höher als über Pipelines. Der für den Transport per Schiff notwendige Schritt zur Verflüssigung des Wasserstoffs sei energieintensiv und teuer. Der Transport per Pipelines hingegen benötige deutlich größere Investitionen und einen längeren zeitlichen Horizont zur Realisierung, jedoch überwiegen deutlich die geringeren Transportkosten des Wasserstoffs und der Vorteil, dass das Pipeline-Netz auch speichernde Eigenschaften mit sich bringt. So kommt die Studie insgesamt zu dem Schluss, dass der künftige Export von Wasserstoff nach Deutschland nur über Pipelines und unter

Wasserstofftransport und

Berücksichtigung einer maximalen Entfernung von bis zu etwa 4.000 km sinnvoll erscheine. 

5.4     Wasserstoffspeicherung

Aktueller Stand

Nach Bundesnetzagentur (2021) ist im Jahr 2019 eine Erdgas-Speicherkapazität in Untertagespeichern von 275,3 TWh als maximal nutzbares Arbeitsgasvolumen an das deutsche Erdgasnetz angeschlossen. Es handle sich dabei um 135,6 TWh in Kavernenspeichern, 117,5 TWh in Porenspeichern und 22,0 TWh Sonstige Speichertypen. Dies entspricht damit 31,9 % des jährlichen deutschen Erdgasverbrauches von 862,5 TWh im Jahr 2020 (AG Energiebilanzen, o. J.). Das maximal nutzbare Arbeitsgasvolumen ergibt sich demnach aus dem Gesamtvolumen des Speichers, von dem das benötigte Kissengasvolumen abgezogen wird (BNetza, 2021).

Damit weist Deutschland die mit Abstand größten Erdgasspeicher-Kapazitäten in der EU auf (BDEW, 2021). 

Nutzung für Wasserstoff

Kavernenspeicher auf Basis von Salzstöcken eignen sich sowohl für Wasserstoff als auch für Erdgas (Donadei, 2020). Porenspeicher eignen sich nicht vergleichbar gut, jedoch ist der Speicherprozess technisch beherrschbar und ein Speicherbetrieb trotz Gasverlusten und Korrosionserscheinungen möglich. Dies zeigten Praxis-Erfahrungen bis Anfang der 90er Jahre in Ostdeutschland (Müller-Syring & Henel, 2014).

Das nutzbare Arbeitsgasvolumen der Kavernenspeicher in Deutschland beträgt aktuell 15.183 Mio. Nm³, das der Porenspeicher 9.115 Mio. Nm³, insgesamt ergibt dies ein Arbeitsgasvolumen in Kavernen- und Porenspeichern von 24.298 Mio. Nm³ (EID Energie Informationsdienst GmbH, 2019). Für Wasserstoff ergibt dies bei gleichen

Speicherdruckwerten eine Speicherkapazität in Kavernen- und Porenspeichern von 72,9 TWh (45,6 TWh in Kavernenspeichern und 27,4 TWh in Porenspeichern) und resultiert aus den unterschiedlichen Energiedichten von Methan (rund 10 kWh/Nm³)^[13] und Wasserstoff (3 kWh/Nm³)¹³.

In Rüdersdorf in Brandenburg wird seit Februar 2021 der erste Unter-TageWasserstoffspeicher gebaut, berichtet die Fachzeitschrift HZwei in ihrer Ausgabe von April

2021 (Dohler & Kröner, 2021). Als Kavernenspeicher in Salzgestein in einer Tiefe von 1.000 m

und einem Volumen von 500 m³ solle in der Testkaverne erstmals 100 % Wasserstoff eingelagert werden. Erste Ergebnisse würden in der zweiten Jahreshälfte 2022 erwartet. 

Mecklenburg-Vorpommern

In MV befindet sich der Zechstein-Kavernenspeicher Kraak mit einer ErdgasSpeicherkapazität von aktuell 259 Mio. Nm³ maximal nutzbares Arbeitsgasvolumen (EID Energie Informationsdienst GmbH, 2019), umgerechnet ca. 2,59 TWh. Des Weiteren liegt für den Zechstein-Kavernenspeicher Moeckow, der eine Kapazität von rund 17 TWh Erdgas aufweisen könnte, zwar die Genehmigung vor, jedoch war aufgrund der Marktsituation zuletzt nicht absehbar, wann dieser realisiert wird (Jeske, 2016). Aufgrund der günstigen Lage in der Nähe der anlandenden Pipeline Nord-Stream und Knotenpunkt zu allen von dort abgehenden Pipelines wird die Marktsituation in der Zukunft möglicherweise neu zu bewerten sein. 

Speicherpotential

Im Forschungsvorhaben Verbundprojekt InSpEE-DS (Donadei, 2020, S. 8, 56) wurde untersucht, welches Potential Deutschland zur Errichtung von Salzkavernen zur Speicherung von Wasserstoff bietet. Es wurde ein deutschlandweites Speicherpotential von 3.478 TWh ermittelt. Mecklenburg-Vorpommern weist dabei einige geeignete Salzstrukturen auf, beispielsweise großflächig auf der Insel Rügen, im Kleineren auch bei Rostock, das Speicherpotential beläuft sich auf insg. 25,2 TWh Wasserstoff. 

                        Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte für MV

6.1     Einführung

Der Wechsel zu einem klimaneutralen Energiesystem ist mit großen Investitionen verbunden. Die BDI-Studie Klimapfade für Deutschland (Gerbert et al., 2018) beziffert für Deutschland die Mehrinvestitionen zur Erreichung von 95 % Emissionsreduktion auf 1,5 bis 2,3 Billionen Euro bis 2050 (eine 100 %-ige Emissionsreduktion wurde nicht untersucht). Ausgehend von einer konstanten Investitionshöhe entspräche dies jährlichen Investitionen von 70 Mrd. Euro für

Deutschland. Agora Energiewende kommentiert, dass dieses Ergebnis „angesichts der konservativen Annahmen zum technologischen Fortschritt tendenziell zu hoch geschätzt sein dürfte“ (Dambeck et al., 2020). Auf der anderen Seite sind noch höhere Investitionen notwendig, um eine vollständige Klimaneutralität zu erreichen. Ohne sich in der genauen Höhe verstricken zu wollen, soll diese Summe die enorme volkswirtschaftliche Kraft des bevorstehenden Wandels des Energiesystems verdeutlichen: Die genannte Summe entspricht rund 10 % der aktuellen Bruttoinvestitionssumme Deutschlands, welche 678,14 Mrd. Euro im Jahr 2020 betrug (2019: 737,71 Mrd. Euro, 2018: 724,30 Mrd. Euro) (Statistisches Bundesamt, 2021, S. 24).

Auch Mecklenburg-Vorpommern ist bereits heute Teil dieses Wandels, wie sich in der Entwicklung der EE im Bundesland zeigt. Daher ist zu erwarten, dass MV auch an den enormen Investitionen und den sich daraus ergebenden Wertschöpfungseffekten teilhaben wird. In diesem Kapitel soll analysiert werden, welche Wertschöpfungseffekte und Beschäftigungseffekte sich im Detail durch eine Wasserstoffwirtschaft für MecklenburgVorpommern ergeben können. Das systematische Vorgehen wird dafür im Folgenden kurz erläutert.

Vorgehen zur Bestimmung der Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte

Um die Wertschöpfungseffekte und Beschäftigungseffekte bestimmen zu können, wurde als erstes die zur Berechnung notwendige Datenbasis im Abschnitt 6.2 geschaffen. Zu dieser gehören die zu erwartenden Kosten für Elektrolyse-Anlagen sowie EE-Anlagen sowie Wirkungsgrade und Volllaststunden. Zudem wurde ermittelt, welchen Beitrag MecklenburgVorpommern an der heimischen Bereitstellung von Wasserstoff erreichen kann und welcher Wasserstoffverbrauch im Bundesland zu erwarten ist. Diese Berechnungen basieren auf dem zuvor aufgestellten Energieszenario 2050 für MV und der Referenz-Studie. Aus dem errechneten Beitrag wurden dann die dafür erforderlichen Kapazitäten für Elektrolyse-Anlagen und zugehörige EE-Anlagen errechnet. Zur Ermittlung der Beschäftigungseffekte wurden Daten zu Beschäftigungsintensitäten recherchiert. Da die Höhe der Bruttowertschöpfung und Beschäftigung in großem Maße von der Importquote des Wasserstoffs bzw. der Erzeugungsmenge sowie den getätigten Vorleistungen abhängen, wurden hierfür Daten zusammengetragen und verschiedenen Szenarien definiert.

Mit dieser Datenbasis konnten dann im Abschnitt 6.3 die Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte sowohl qualitativ als auch für die wesentliche Bereiche quantitativ analysiert werden. Während die qualitative Analyse die gesamte Wertschöpfungskette umfasst, wurde die quantitative Analyse auf die Berechnung der resultierenden Bruttowertschöpfung und Beschäftigung durch die Elektrolyse-Anlagen und die dafür notwendigen EE-Anlagen beschränkt. 

Die umfangreichen Berechnungen, insbesondere zur Bruttowertschöpfung und der Beschäftigung wurden in einer Excel-Tabelle vorgenommen. Die gesamte Tabelle ist in Anhang I als Ausdruck beigefügt.

Volkswirtschaftliche Grundlagen

Die Volkswirtschaftlichen Gesamtrechnungen (VGR) dienen als zentrale gesamtwirtschaftliche Statistik der quantitativen Darstellung des Wirtschaftsgeschehens eines Wirtschaftsgebietes (Gabler Wirtschaftslexikon, 2018c). Die Volkswirtschaftlichen

Gesamtrechnungen für Deutschland haben das Ziel ein „quantitatives Gesamtbildes des wirtschaftlichen Geschehens in Deutschland“ (Statistisches Bundesamt, 2021, S. 5) abzugeben: dafür beschäftigen sie sich unter anderem mit dem Bruttoinlandsprodukt, der Bruttowertschöpfung und der Beschäftigung (Statistisches Bundesamt, 2021). Analog gibt es die VGR für Mecklenburg-Vorpommern (Statistisches Amt Mecklenburg-Vorpommern, 2020b). Die Bruttowertschöpfung unterscheidet sich zum Bruttoinlandsprodukt um den Betrag der Gütersteuern abzüglich Gütersubventionen (Gabler Wirtschaftslexikon, 2018a). Aufgrund der Komplexität und der ungewissen Entwicklung, wird auf das Thema Steuern und Subventionen in dieser Arbeit bewusst verzichtet. 

Wertschöpfungseffekte werden häufig unterschieden in direkte Effekte, indirekte Effekte und induzierte Effekte. Direkte und indirekte Effekte lassen sich durch Verflechtungen in der betrachteten Wertschöpfungskette ableiten. Gekoppelt an die direkten und indirekten Wertschöpfungseffekte ergeben sich Beschäftigungseffekte, deren Folge eine Erhöhung der Lohneinkommen in der betrachteten Wirtschaftssektion ist. Dies führt zu einer Erhöhung der Konsumnachfrage, was den Herstellern der entsprechenden Güter zugutekommt und dort wiederrum zusätzliche Wertschöpfung, Beschäftigung und Steuereinnahmen generiert. Diese werden als induzierte Effekte bezeichnet und können als Multiplikatoreffekte quasi unendlich fortgeführt werden, wobei mit jeder weiteren Stufe die Effekte schwächer ausfallen. In dieser Arbeit werden jedoch nur die direkten und indirekten Effekte durch Elektrolyse-Anlagen und den notwendigen Kapazitäten in Erneuerbare-Energie-Anlagen untersucht. Induzierte Effekte werden in dieser Arbeit nicht untersucht. Auf eine Unterscheidung in direkte und indirekte Effekte wird größtenteils verzichtet, da dies für die hier gewünschten Aussagen nicht notwendig ist und zudem die für die Berechnungen ermittelten Daten hinsichtlich Kosten der Anlagen keine Differenzierung zulassen. (Merten et al., 2020; Gabler Wirtschaftslexikon, 2018d)

Die Bruttowertschöpfung im Sinne der Volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung wird bezogen auf einen Wirtschaftsbereich und ist allgemein definiert als Produktionswert (zu Herstellpreisen) abzüglich Vorleistungen und ist weist somit von seinem Prinzip keine Doppelzählungen auf (Gabler Wirtschaftslexikon, 2018d).

Je nach Umfang des zu betrachtenden Wirtschaftsbereichs erfolgt somit die Abgrenzung der

Vorleistungen. Zur Bestimmung der Bruttowertschöpfung des Bundeslandes MecklenburgVorpommern müssen als Vorleistungen jene Leistungen abgezogen werden, die aus anderen Bundesländern und dem Ausland bezogen wurden. 

Zur quantitativen Bestimmung der Wertschöpfungseffekte wurden in dieser Arbeit die Bruttowertschöpfung durch Investitionen und Betrieb von Elektrolyse-Anlagen und zugehörigen EE-Anlagen berechnet. Zur quantitativen Bestimmung der Beschäftigungseffekte wurde die resultierende Beschäftigung durch Investitionen und Betrieb von ElektrolyseAnlagen und zugehörigen EE-Anlagen berechnet.

Die Ausgaben für eine Unternehmung jedweder Art können unterschieden werden in Investitionsausgaben (CAPEX, engl. für Capital Expenditures) und Betriebsausgaben (OPEX, engl. für Operational Expenditures). Die Begriffe Investitionsausgaben, Investitionskosten sowie Investitionen zum einen und Betriebsausgaben und Betriebskosten zum anderen werden dabei umgangssprachlich als Synonyme verwendet, in dieser Arbeit werden die Begriffe Investitionskosten oder Investitionen und Betriebskosten verwendet. Zu den Investitionskosten zählen längerfristige Investitionen wie beispielsweise in Maschinen, Gebäude und Erstausrüstung. Betriebskosten versteht alle Kosten, die der Aufrechterhaltung des operativen Betriebs einer Unternehmung dienen. (Gabler Wirtschaftslexikon, 2018b; Gabler Wirtschaftslexikon, 2021)

Die Betriebskosten können in der Art ihrer Beschaffenheit unterschieden werden in fixe Kosten (fixe Betriebskosten) und variable Kosten (variable Betriebskosten). Fixe Betriebskosten sind jene Kosten, die der Betriebsbereitschaft der Anlage dienen, sie sind im Wesentlichen unabhängig davon, wie viel produziert wird bzw. wie stark eine Anlage ausgelastet ist. Variable Betriebskosten sind mit der erzeugten Menge des Produktes veränderlich, beispielsweise die

Rohstoffe zur Herstellung eines Produktes. (Weber et al., 2018)

6.2                         Grundlagen zur Prognose der Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte

6.2.1 Kosten und Wirkungsgrade Elektrolyse-Anlagen 

Kosten Elektrolyse-Anlagen

In der durch das Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI) beauftragte

Studie „IndWEDe“ (Smolinka et al., 2018) wurde untersucht, wie die Industrialisierung der  Wasserelektrolyse gelingen kann und welche Herausforderungen in Deutschland bestehen. Basierend auf einer Branchenumfrage, Interviews mit Akteuren der Elektrolyse-Industrie und einem Abgleich mit aktuell verfügbarer Literatur wurden demnach auch die aktuellen und erwarteten Kosten für Elektrolyse beziffert. Diese sind in Tabelle 13 dargestellt. Es ist jeweils der Mittelwert aus der ermittelten Bandbreite angegeben. Für die HTEL sei laut der Studie die Abschätzung der Kosten für die Zukunft nach wie vor mit deutlich höherer Unsicherheit behaftet. Die Lebensdauer der Systeme wurde in der Studie mit 20–30 Jahren angegeben. Verglichen mit anderen Veröffentlichungen wird für spätere Berechnungen die untere Grenze der Lebensdauer von 20 Jahren verwendet. 

Tabelle 13: Investitionskosten der Elektrolyse-Technologien

Investitionskosten	Einheit	AEL	PEMEL	HTEL	Lebensdauer
heute	€/kWel	900	1.450	2.300	20 Jahre
2030	€/kWel	650	800	450	20 Jahre
2050	€/kWel	500	500	300	20 Jahre

Quelle: Smolinka et al., 2018

Im Rahmen der Metaanalyse nach Merten et al. (2020) wurden die Wasserstoff-

Bereitstellungskosten für Deutschland ermittelt und mit Hilfe eigener Berechnungen belastbare

Kostenangaben erzeugt. Für die Metaanalyse wurden hinsichtlich der WasserstoffBereitstellungskosten zwölf verschiedene Studien ausgewertet. Im Ergebnis definiert die Studie die PEM-Elektrolyse aufgrund ihrer Eignung und Potentiale als Referenz-Technologie, für diese ermittelt sie zum Jahr 2050 eine Kosten-Bandbreite von 300-700 €/kW_el. 

Als Kosten für Elektrolyse im Jahr 2050 werden daher in dieser Arbeit 500 €/kW_el angesetzt, die den Prognosen für AEL sowie PEMEL nach der „IndWEDe“-Studie (Smolinka et al., 2018) und dem Mittelwert nach Metaanalyse/Merten et al. (2020) entsprechen.

Bei Produktionsanlagen zur Wasserstofferzeugung fallen in der Regel fixe Betriebskosten für Pacht, Versicherung, Wartung, Instandhaltung und Instandsetzung sowie technische Betriebsführung an: diese betragen nach Sterner et al. (2017) für AEL und PEMEL jährlich 4 % der Investitionskosten. Für die HTEL liegen in der betrachteten Literatur noch keine verlässlichen Betriebskosten vor, was möglicherweise auf das geringe Entwicklungslevel der HTEL zurückzuführen ist. Nach Merten et al. (2020) werden die Betriebskosten bei der Wasserelektrolyse im Wesentlichen durch die Strombezugskosten bestimmt. In der Betrachtung hier entfallen die Strombezugskosten, da die EE-Anlagen als Teil der Wertschöpfungseinheit intern den Strom an die Elektrolyse-Anlagen liefern. Die variablen Betriebskosten entfallen somit. Nun gibt es auch einen gewissen Einfluss der Auslastung der Anlage auf die Höhe der fixen Betriebskosten wie beispielsweise Instandhaltung und Instandsetzung. Da hier in allen Berechnungen mittlere Volllaststunden angesetzt werden, kann der veränderliche Einfluss als gering angesehen werden, folglich hat der angesetzte pauschale Prozentsatz für die fixen Betriebskosten ausreichende Gültigkeit. 

Wirkungsgrade Elektrolyse-Anlagen

In Tabelle 14 sind die bezifferten Wirkungsgrade bezogen auf den Heizwert H_i (LHV) der drei Elektrolysetechnologien für heute, im Jahr 2030 und 2050 dargestellt nach IEA (2019).

Tabelle 14: Wirkungsgrade von Elektrolyse-Anlagen nach Technologien heute und in Zukunft

		AEL			PEMEL			HTEL
	heute	2030	2050	heute	2030	2050	heute	2030	2050
Wirkungsgrad in %	67-70	65-71	70-80	56-60	63-68	67-74	74-81	77-84	77-90

Quelle: IEA, 2019

Abgeleitet aus den tabellarisch dargestellten Wirkungsgraden für PEMEL wird für

Berechnungen in dieser Arbeit ein mittlerer Elektrolyse-Wirkungsgrad von 70 % angesetzt. 

6.2.2 Kosten und Volllaststunden der EE-Anlagen

Kosten Erneuerbare-Energien-Anlagen

Die bis zum Jahr 2030 bzw. 2050 zu erwartenden Investitionskosten für die Erzeugung der erneuerbaren Energien Onshore-Wind, Offshore-Wind, PV-Aufdachanlagen und PVFreiflächenanlagen wurden durch das Öko-Institut (Matthes et al., 2017) durch Analyse bisheriger Kostenentwicklungen und Interpolation abgeschätzt und sind in Tabelle 15 dargestellt.

Tabelle 15: Kosten der EE-Anlagen

Erneuerbare Quelle	Investitionskosten in €/kW		Lebensdauer in Jahren	FixeBetriebskosten pro Jahr in % der
	2030	2050		Investitionskosten
Onshore-Windkraftanlagena	957	865	20	2 %
Offshore-Windkraftanlagen	1.920	1.285	20	2 %
PV-Aufdachanlagen	733	491	20	2 %
PV-Freiflächenanlagen	651	436	20	2 %
a Zur Hälfte jeweils Stark- und Schwachwindanlagen

Quelle: Matthes et al., 2017, S. 19

Da bei EE-Anlagen keine Rohstoffe im klassischen Sinne verbraucht werden, sondern die Quellen (z. B. Wind oder Sonnenenergie) kostenlos zur Verfügung stehen, fallen bei diesen Anlagen keine wesentlichen variablen Betriebskosten an, sondern nur fixe Betriebskosten. Zu diesen fixen Betriebskosten zählen die Kosten für Pacht, Versicherung, Wartung,

Instandhaltung und Instandsetzung sowie technische Betriebsführung. Diese betragen nach Kaltschmitt et al. (2020, S. 547) für Windenergieanlagen zwischen jährlich 1 und 2,5 % der Investitionskosten, durch die maritime Umgebung der Offshore Windenergie fielen deren Betriebskosten eher höher aus, für Onshore Windenergie eher geringer. Für PV-Anlagen ergaben sich ähnliche Betriebskosten. Zur Vereinfachung wurden die Betriebskosten daher mit pauschal jährlich 2 % der Investitionssumme angesetzt. Unter Berücksichtigung der aufgeführten Investitionskosten ergeben sich mit den Volllaststunden nach Referenz-Studie und bei Verwendung von Betriebskosten in Höhe von 2 % der Investitionssumme rechnerisch Erzeugungspreise für beispielsweise Onshore Windenergie von 2,75 ct/kWh sowie Offshore Windenergie 2,46 ct/kWh. Tatsächlich dürften die Erzeugungspreise für Windenergie Onshore etwas niedriger, für Offshore etwas höher liegen aufgrund der zuvor erläuterten Bandbreite der Betriebskosten. Zum Vergleich liegen die Zuschlagswerte für Windenergie an Land heute aktuell bei um die 6 ct/kWh (BNetzA, o. D. a). Das heißt, zu diesen günstigen Produktionspreisen wird Windenergie an Land in Deutschland heute bereits realisiert.

Volllaststunden EE-Anlagen

Da die durch die Referenz-Studie ermittelte Wasserstoffnachfrage als Basis-Größe dieser Arbeit dient, werden die in der Studie angesetzten Volllaststunden hinsichtlich Windenergie – Onshore 2.200 h/a, Offshore 3.650 h/a – für sämtliche Berechnungen ebenfalls übernommen. Unter Berücksichtigung der Anteile Windenergie Onshore und Offshore wurden im Energie-Szenario 2050 für Mecklenburg-Vorpommern gewichtete Volllaststunden für Windenergie gesamt in Höhe von 2.855 h/a ermittelt (siehe Kapitel 3.3). Photovoltaik ist aufgrund ihrer geringen Volllaststunden – 932 h/a nach Referenz-Studie – weniger geeignet zur Kopplung mit Elektrolyseanlagen, wie im nächsten Abschnitt erläutert wird.

6.2.3 Wasserstoffproduktion in Mecklenburg-Vorpommern

Wie zuvor bereits erwähnt, wird nach Referenz-Studie im Jahr 2050 eine deutschlandweite Wasserstoffnachfrage von 268 TWh erwartet, wovon rund 31 % bzw. 84 TWh in Deutschland produziert werden. Nach Merten et al. (2020) stellen die Volllaststunden im Vergleich zu den Stromkosten und Investitionskosten einen geringeren betriebswirtschaftlichen Faktor dar. Erst unterhalb eines Schwellenwertes von ca. 3.000 h/a steigen die Wasserstoff-Produktionskosten stark an. Daher ist Photovoltaik mit ihren geringen Volllaststunden weniger geeignet zur Kopplung mit Elektrolyse. Folglich werden in den hier vorgenommenen Berechnungen nur Windenergie Onshore und Windenergie Offshore für die Elektrolyse berücksichtigt. 

Es ist davon auszugehen, dass die Wasserstofferzeugung vorzugsweise in der Nähe der Energieerzeugung erfolgen wird, da dort besonders niedrige Energiepreise zu erwarten sind, welche wesentlichen Einfluss auf die Wasserstoff-Produktionskosten haben. Niedrige Energiepreise entstehen beispielsweise durch Verringerung oder Wegfall von Stromkostenbestandteilen wie Entgelten für Netznutzung und staatlichen Preisbestandteilen wie Steuern oder EEG-Umlage im Falle der Direktanbindung (EnergieAgentur.NRW, o. D.), aber auch durch geringere Infrastrukturkosten, wenn Energieerzeugung und Wasserstoffproduktion näher beisammen liegen. Weitere Faktoren können die Entlastung der Netze oder die Nutzung von Ausfallarbeit sein. Windenergie Offshore bietet zudem ein besonders gleichmäßiges Leistungsband und eignet sich daher besonders gut für Elektrolyse. 

MV bietet mit seiner geringen Bevölkerungsdichte und geografischen Struktur entsprechenden Platz zur Errichtung von Elektrolyse-Anlagen Nahe der EE-Erzeugung und bietet zudem mit seiner Offshore-Windenergie eine stetige EE-Bereitstellung. Die aktuelle Rolle MVs zeigt zudem, dass im Bundesland überproportional viel erneuerbare Energien erzeugt werden und der EE-Ausbau stärker wächst als auf Bundesebene (siehe Kapitel 3.2). Eine „Studie zur Regionalisierung von PtG-Leistungen“ (Ganz et al., 2019) zeigt ebenfalls, dass die Erzeugung von grünem Wasserstoff zukünftig schwerpunkmäßig in den Regionen MecklenburgVorpommern, Brandenburg, Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen zu erwarten ist. 

Entgegen diesen für Mecklenburg-Vorpommern sprechenden Argumenten wird als konservative Betrachtung eine auf Deutschland gleichmäßig verteilte Wasserstofferzeugung nach Beitrag an Windenergie angenommen. MV wird basierend auf seinem Beitrag an der gesamtdeutschen Windenergieerzeugung von 8,16 % eine Wasserstoff-Erzeugung von 6,86 TWh in 2050 beitragen. 

6.2.4 Wasserstoffverbrauch in Mecklenburg-Vorpommern

MV weist neben dem bundesweit erwarteten Wasserstoffbedarf, beispielsweise für Strom und Fernwärme, einen besonderen Bedarf für die Schifffahrt auf. Auf der anderen Seite besitzt das Bundesland im Vergleich eine nur geringe Industriedichte. Um einen allgemein gültigen Ansatz zur Ermittlung eines Verbrauchs zu erhalten, wurde daher entschieden, den Verbrauch nicht über einzelne Verbrauchssparten zu bestimmen, sondern auf Basis des Bruttoinlandsprodukts des Landes. Dieses stellt die wirtschaftliche Kraft dar und kann somit auch den Anteil an der Wasserstoffnachfrage darstellen, losgelöst von einzelnen Sparten und Energieträgern. Das Bruttoinlandsprodukt Mecklenburg-Vorpommerns betrug 2019 rund 1,35 % des bundesweiten Bruttoinlandsprodukts (siehe Kapitel 3.1). Aus der in der Referenz-Studie ermittelten bundesweiten Wasserstoff-Nachfrage von 268 TWh lässt sich für MV eine WasserstoffNachfrage von 3,62 TWh in 2050 ableiten. 

6.2.5 Kapazitäten an Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen in MV

Kapazitäten an Elektrolyse-Anlagen

Unter Berücksichtigung des ermittelten mittleren Wirkungsgrades der Elektrolyse von 70 % sowie den gewichteten Volllaststunden für Windenergie in MV in Höhe von 2.855 h/a, bedingt dies zur Bereitstellung von 6,86 TWh/a Wasserstoff eine H2-Erzeugungsleistung in MV von 3,43 GW im Jahr 2050. 

Kapazitäten an EE-Anlagen

Zur Produktion von 6,86 TWh/a Wasserstoff werden unter Berücksichtigung des genannten Wirkungsgrades der Elektrolyse von 70 % 9,80 TWh/a erneuerbare Energie benötigt. Dies entspricht unter Berücksichtigung der gewichteten Volllaststunden für Windenergie MV einer EE-Leistung/Windenergie-Leistung von 3,43 GW, analog zur Elektrolyseleistung; die Berechnungen unterstellen eine verlustfreie Direktanbindung der EE-Anlagen an die Elektrolyse-Anlagen. Hierfür werden unter Berücksichtigung des im Energieszenario MV 2050 ermittelten Verhältnisses von Windenergie Onshore zu Windenergie Offshore 1,88 GW Windenergie Onshore und 1,55 GW Windenenergie Offshore benötigt.

6.2.6 Importquote als wesentlicher Einflussfaktor

Es wurde bereits genannt, dass die Höhe der Wertschöpfungseffekte durch eine Wasserstoffwirtschaft im Wesentlichen davon abhängt, wie groß der Anteil des in Deutschland produzierten Wasserstoffs im Vergleich zum Anteil an Importen aus dem Ausland ist. Die Referenz-Studie und die Nationale Wasserstoffstrategie der Regierung (NWS) (BMWi, 2020a) sehen hierbei unterschiedliche Importquoten: Während nach Referenz-Studie rund 31 % der erwarteten Wasserstoffnachfrage in Deutschland hergestellt wird, beziffert die NWS den Anteil heimisch produzierten Wasserstoffs mit nur 14 %. Um den Einfluss der Importquote in den Berechnungen zu den Wertschöpfungseffekten widerzuspiegeln, wurden drei verschiedene Importquoten als Szenarien berechnet, jeweils bezogen auf die Wasserstoffnachfrage in Deutschland von 268 TWh im Jahr 2050:

•        eine Referenz-Importquote; der heimische Anteil an der Wasserstoff-Bereitstellung beträgt hierbei rund 31 % gemäß der Referenz-Studie,

•        eine Maximale Importquote; der heimische Anteil an der Wasserstoff-Bereitstellung beträgt hierbei rund 15 %, dies entspricht etwa der Importquote, die durch die NWS gezeichnet wird,

•        eine Minimale Importquote; der heimische Anteil an der Wasserstoff-Bereitstellung beträgt hierbei rund 50 %.

Basierend auf den Importquoten ergeben sich folgende in Deutschland erzeugte Wasserstoffmengen zum Jahr 2050: 

•        84 TWh nach Referenz-Importquote,

•        40 TWh nach Maximaler Importquote, 

•        134 TWh nach Minimaler Importquote.

Für sämtliche Berechnungen wurden diese ganzzahligen Werte (TWh) verwendet. 

6.2.7 Vorleistungen als weiterer wesentlicher Einflussfaktor

Für die Investitionen wurde eine Unterteilung vorgenommen, wie es Deutsche WindGuard  (Wallasch et al., 2018) für Windenergieanlagen benutzt. Die Hauptinvestitionskosten beinhalten demnach die Anlage selbst, Transport- und Logistikkosten sowie die Installationskosten, welche danach üblicherweise vom Hersteller getragen werden. Die Investitionsnebenkosten wiederum beinhalten demnach die Bereitstellung und Errichtung der Fundamente, notwendige Infrastrukturkosten sowie den Netzanschluss und sonstige Kosten. Das Verhältnis 70 % Hauptinvestitionen zu 30 % Nebeninvestitionen entstammt der Erfassung nach Deutsche WindGuard (Wallasch et al., 2018) basierend auf der Erfassung des Berichtes des Jahres 2017 für Windenergieanlagen. Diese prinzipielle Unterteilung sowie das genannte Verhältnis erscheint aufgrund der Gemeinsamkeiten der Anlagen auch für Elektrolyse-Anlagen sinnvoll und wird daher auch hierfür angesetzt.

Um die Bruttowertschöpfung bestimmen zu können, ist es notwendig zu unterscheiden, welche Leistungen im Bundesland erbracht werden, und welche Anteile als Vorleistungen bezogen werden müssen, da diese nicht zur Bruttowertschöpfung des Bundeslandes beitragen. Die Wertschöpfungseffekte fallen entsprechend umso größer aus, je höher der Anteil der

Leistungen ist, der bundes- und landesintern erbracht werden kann. Dies gilt daher sowohl für Vorleistungen aus dem Ausland (Importe) als auch für Vorleistungen die MecklenburgVorpommern aus anderen Bundesländern bezieht. Für erneuerbare Energien hat das

Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (Lehr et al., 2015) die Anteile importierter Vorleistungen aus dem Ausland an der Bruttowertschöpfung für das Jahr 2013 berechnet. Sie betrugen demnach für Windenergie Onshore 24,4 %, Windenergie Offshore 21,8 %. Für die folgenden Berechnungen wird zur Vereinfachung für die Hauptinvestitionen eine pauschale Annahme von 20 % importierter Vorleistungen aus dem Ausland zugrunde gelegt, für alle Anlagen identisch (Elektrolyse-Anlagen, Windenergie Onshore und Windenergie Offshore). 

In Kapitel 3.1 wurde gezeigt, dass der Industriesektor in Mecklenburg-Vorpommern geringer ausgebildet ist, als in anderen Bundesländern, was sich unter anderem an den Zahlen zur Wirtschaftsleistung des verarbeitenden Gewerbes ablesen lässt. Wie hierzu beschrieben wurde, beträgt in MV der Anteil dieses Sektors an der Bruttowertschöpfung des Landes im Vergleich zur Bundesrepublik aktuell nur etwa die Hälfte, wobei sich über die letzten Jahre ein leichter Anstieg zeigt. Geht man von keiner Verbesserung, sondern lediglich dem linearen Fortführen dieses Anstiegs bis 2050 aus, beträgt das Verhältnis zum Jahr 2050 demnach 61,1 %. Folglich ist davon auszugehen, dass MV zusätzlich zu den Importen aus dem Ausland auch einen Teil der Leistungen als Vorleistungen aus anderen Bundesländern beziehen wird, um Investitionen zu realisieren. Um die Effekte des Anteils an Vorleistungen aus den anderen Bundesländern zu verdeutlichen, werden zur Berechnung der Hauptinvestitionen in Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen (Windenergie) drei Varianten definiert: 

•        Eine Basis-Variante, bei der 61 % der in Deutschland erbringbaren Hauptinvestitionen landesintern erbracht werden, die verbleibenden 39 % werden als Vorleistungen aus anderen Bundesländern bezogen. Diese Variante basiert auf dem linearen Fortführen der wirtschaftlichen Entwicklung Mecklenburg-Vorpommerns hinsichtlich des verarbeitenden Gewerbes.

•        Eine Wachstum-Variante, bei der 75 % der in Deutschland erbringbaren Hauptinvestitionen landesintern erbracht werden, die verbleibenden 25 % werden als Vorleistungen aus anderen Bundesländern bezogen.

•        Eine Gleichauf-Variante, bei der 100 % der in Deutschland erbringbaren Hauptinvestitionen landesintern erbracht werden. Diese Variante stellt MecklenburgVorpommern dem Bundes-Durchschnitt gleich.

Die Gesamtleistungen/Produktionswerte (beispielsweise Hauptinvestitionen in ElektrolyseAnlagen) werden also um die Vorleistungen aus dem Ausland vermindert (20 %), der verbleibende Wert anschließend um die Vorleistung aus den anderen Bundesländern vermindert (39 % / 25 % / 0 %, je nach Variante). So ergibt sich beispielsweise in der Wachstum-Variante bei einem fiktiven Produktionswert von 100 eine Bruttowertschöpfung für Mecklenburg-Vorpommern von 60.

Hinsichtlich Investitions-Nebenkosten hingegen wird aufgrund ihrer regionalen Beschaffenheit davon ausgegangen, dass diese im Wesentlichen in MV erbracht werden können. Es werden folglich Vorleistungen von insgesamt 5 % für Leistungen aus anderen Bundesländern und Importen aus dem Ausland zusammen angenommen. 

Bei den Betriebskosten wird angenommen, dass sie zu einem großen Teil aus Leistungen bestehen, die vor Ort erbracht werden können. Daher wird bei diesen ebenfalls davon ausgegangen, dass sie im Wesentlichen in MV erbracht werden können und auch bei diesen Vorleistungen von insgesamt 5 % für Leistungen aus anderen Bundesländern und Importen aus dem Ausland zusammen angenommen. 

In Tabelle 16 sind die zur Berechnung verwendeten Vorleistungsanteile zusammenfassend dargestellt; gültig für Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen.

Tabelle 16: Vorleistungsanteile zu Investitionen und Betriebskosten

Quelle: Eigene Zusammenstellung, Quellen siehe vorangehender Fließtext

6.2.8 Beschäftigungseffekte in Mecklenburg-Vorpommern

Die durch Investitionen und den Betrieb der Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen resultierenden Beschäftigungseffekte werden mit Hilfe der Beschäftigungsintensitäten errechnet, wie sie die Wasserstoffstudie NRW (Michalski et al., 2019) aufführt.

Tabelle 17: Beschäftigungsintensitäten Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen

	ElektrolyseAnlagen	Windenergie Onshore	Windenergie Offshore
Arbeitsplätze durch Investitionen
Beschäftigung (Arbeitsplätze / Mio. € Investitionen)	4	16	6
Arbeitsplätze durch Betrieb
Beschäftigung (Arbeitsplätze / GW)	120	559	1.839

Quelle: Michalski et al., 2019, S. 5-142,5-144

Bei der Berechnung der Beschäftigung werden ebenfalls die bei den Investitionskosten und Betriebskosten beschriebenen prozentualen Vorleistungsanteile für Vorleistungen aus dem Ausland sowie Vorleistungen aus anderen Bundesländern berücksichtigt, da die resultierende Beschäftigung nur in dem Anteil Mecklenburg-Vorpommern zugeschrieben werden kann, in deren Höhe auch die Wertschöpfung im Bundesland erfolgt. 

6.3              Prognose der Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte 

6.3.1 Qualitative Analyse

Um die Wertschöpfungseffekte identifizieren zu können wurde zuallererst eine Wertschöpfungskette aufgestellt, da die Wertschöpfungseffekte entlang der gesamten Wertschöpfungskette entstehen. Abbildung 15 zeigt diese Wertschöpfungskette. Sie reicht von der Stromerzeugung, über die Wasserstofferzeugung, Wasserstoffspeicherung, dem Transport, der Rückverstromung sowie der Weiterverarbeitung zu anderen strombasierten Energieträgern. Zu erwähnen ist hier, dass auch PtX-Produkte gespeichert werden, auch wenn dies nicht explizit in der Grafik dargestellt ist. Über alle Bereiche hinweg entsteht Wertschöpfung durch Planung/Engineering, die Errichtung der Anlagen und Infrastruktur sowie dem Betrieb und Wartung der Anlagen. (Merten et al., 2020)

Abbildung 15: Wertschöpfungskette einer Wasserstoffwirtschaft

Quelle: In Anlehnung an (Merten et al., 2020)

Durch eine heimische Wasserstoffproduktion ergeben sich vielfältige Wertschöpfungseffekte für Deutschland und für das Bundesland Mecklenburg-Vorpommern: Über die gesamte Wertschöpfungskette werden wirtschaftliche Aktivitäten ausgelöst. Beginnend bei Planungs- und Ingenieurstätigkeiten, über die Herstellung der Anlagen und Anlagenkomponenten und deren Montage bis hin zum späteren Betrieb und der Wartung der Anlagen. Effekte ergeben sich zudem durch von den Unternehmen getätigte Vorleistungen, beispielsweise durch den Einkauf von Rohstoffen, Werkzeugen sowie nachgefragten Dienstleistungen im Finanzierungs-, Logistik und Versicherungswesen. Zulieferbetriebe beziehen wiederrum

Vorleistungen       von      anderen       Betrieben,                          wodurch indirekte         Effekte                             durch

Vorleistungsverflechtungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette entstehen. Zusätzlich ergeben sich induzierte Effekte durch die Verausgabung der Löhne der Beschäftigten, auf die jedoch in dieser Arbeit nicht weiter eingegangen werden soll. Eine heimische Entwicklung, Herstellung und ein Betrieb von Anlagen zur Wasserstofferzeugung fördern zudem den technologischen Fortschritt und bieten infolgedessen umfangreiche Export-Möglichkeiten. Umfangreiche Forschungs- und Entwicklungstätigkeiten werden in daraufhin angetrieben. Weitere Wertschöpfungseffekte sind zu erwarten im Bereich des Transports des Wasserstoffs, wobei sowohl der Wandel des bestehen Gasnetzes zu einem Wasserstoffnetz als auch der Neubau eines Wasserstoffnetzes mit umfangreichen Wertschöpfungseffekten verbunden sind. (Merten et al., 2020)

Mecklenburg-Vorpommern bietet neben mehreren Zechstein-Kavernenspeichern entsprechendes Potential zur Wasserstoff-Speicherung, woraus ebenfalls

Wertschöpfungseffekte resultieren (siehe Kapitel 5.4). 

6.3.2 Berechnung der Bruttowertschöpfung

Im Folgenden sollen zur Ermittlung der Wertschöpfungseffekte die im Zusammenhang mit den Anlagen zur Produktion des Wasserstoffs sowie den notwendigen Kapazitäten an erneuerbaren Energien zu erzielende Bruttowertschöpfung sowie in einem separaten Kapitel die resultierenden Arbeitsplätze berechnet werden. Berechnungen zur Bruttowertschöpfung im Zusammenhang mit Speichern, PtX-Anlagen oder der Infrastruktur wurden aufgrund der Komplexität nicht vorgenommen. Die Berechnungen wurden als kostenbasierter Ansatz durchgeführt, unternehmerische Gewinne bzw. Margen wurden hierbei nicht berücksichtigt.

Es werden im Folgenden die Berechnungen nach Referenz-Importquote und Basis-Variante Schritt für Schritt aufgezeigt. Alle weiteren Szenarien und Varianten wurden analog berechnet, jedoch werden nur die Ergebnisse in Tabelle 18 bis Tabelle 20 aufgeführt. In Anhang I ist zudem ein Ausdruck der Excel-Berechnungs-Tabelle beigefügt, dargestellt sind dabei ebenfalls die Referenz-Importquote und Basis-Variante.

Die Wertschöpfungseffekte sollen zur Berechnung in zwei wesentliche Beiträge aufgeteilt werden. Der 1. Wertschöpfungsbeitrag erfasst die Wertschöpfung, die durch die getätigten Investitionen (CAPEX) entsteht, wobei Planung/Engineering ebenfalls enthalten sind. Damit eine Vorstellung entsteht, welcher Strom an Investitionen resultiert, wird unterstellt, dass es

und Beschäftigungseffekte für MV

keine Sprunginvestitionen gibt, die plötzlich und einmalig im Jahr 2050 vorgenommen werden. Stattdessen wird angenommen, dass die Investitionen stetig verteilt über die Lebensdauer, die den Investitionskosten zugrunde liegen, vorgenommen werden. Die Investitionskosten gelten somit rund um das Zieljahr 2050. Der 2. Wertschöpfungsbeitrag erfasst die Wertschöpfung durch den Betrieb der Anlagen (OPEX).

1. Wertschöpfungsbeitrag: Investitionen (CAPEX) 

Der 1. Wertschöpfungsbeitrag ergibt sich durch die Investitionen in Elektrolyse-Anlagen und die dafür benötigten Kapazitäten an EE-Anlagen.

Elektrolyse-Anlagen

Um den ermittelten Beitrag an Wasserstoff in MV bereitzustellen, wurde eine ElektrolyseLeistung von 3,43 GW errechnet. Weiter wurde aufgezeigt, dass die Investitionskosten für Wasserelektrolyse bis ins Jahr 2050 auf voraussichtlich 500 €/kW sinken werden. Daraus ergibt sich eine Investitionssumme in Wasserstoff Erzeugungskapazitäten von voraussichtlich insgesamt 1,72 Mrd. Euro. Die Investitionskosten werden unterteilt in 70 % Hauptinvestitionen und 30 % Nebeninvestitionen. Von den Hauptinvestitionen werden für Vorleistungen durch Importe aus dem Ausland 20 % abgezogen, von diesen verbleibenden Hauptinvestitionen werden in der Basis-Variante 61 % in Mecklenburg-Vorpommern erbracht, die restlichen 39 % werden für Vorleistungen abgezogen, die aus anderen Bundesländern bezogen werden. Die Nebeninvestitionen werden zu 95 % im Land erbracht, die restlichen 5 % werden für Vorleistungen durch Importe aus dem Ausland und aus anderen Bundesländern abgezogen. Daraus ergibt sich eine Bruttowertschöpfung durch Investitionen in Elektrolyse-Anlagen von 1,08 Mrd. Euro. Da die Investitionen als stetiger Strom angenommen werden, ergibt sich unter Berücksichtigung der den Investitionssummen zu Grunde liegenden Lebensdauer von 20 Jahren eine jährliche Bruttowertschöpfung von 54 Mio. Euro durch Investitionen in ElektrolyseAnlagen.

EE-Anlagen

Zur Produktion des Wasserstoffs werden EE-Kapazitäten in Höhe von 1,88 GW Wind Onshore sowie 1,55 GW Wind Offshore benötigt. Unter Berücksichtigung der aufgeführten Investitionskosten ergibt dies Investitionen in Wind Onshore Anlagen in Höhe von 1,63 Mrd. Euro sowie Investitionen in Wind Offshore Anlagen in Höhe von 1,99 Mrd. Euro. Insgesamt belaufen sich die Investitionen auf 3,62 Mrd. Euro. Die Investitionen werden analog zu den Elektrolyse-Anlagen in Haupt- und Nebeninvestitionen unterteilt und mit den identischen Vorleistungsquoten vermindert. Daraus ergibt sich eine Bruttowertschöpfung durch Investitionen in EE-Anlagen von 2,27 Mrd. Euro. Da die Investitionen als stetiger Strom angenommen werden, ergibt sich unter Berücksichtigung der den Investitionssummen zu Grunde liegenden Lebensdauer von 20 Jahren eine jährliche Bruttowertschöpfung von 113 Mio. Euro durch Investitionen in EE-Anlagen.

Der 1. Wertschöpfungsbeitrag als Summe der jährlichen Bruttowertschöpfung durch Investitionen in Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen beträgt 167 Mio. Euro jährlich.

2. Wertschöpfungsbeitrag: Betrieb der Anlagen

Der 2. Wertschöpfungsbeitrag ergibt sich durch den Betrieb der Elektrolyse-Anlagen und den Betrieb der dafür benötigten EE-Anlagen.

Elektrolyse-Anlagen

Die fixen Betriebskosten der Elektrolyse-Anlagen betragen jährlich rund 4 % der einmaligen Investitionskosten, dies entspricht 69 Mio. Euro jährlich. Die variablen Betriebskosten bestehen im Wesentlichen aus den Strombezugskosten. Da die Elektrolyse-Anlagen und die EE-Anlagen hier als eine Wertschöpfungs-Aktivität umfasst werden, wobei die EE-Anlagen betriebsintern den Strom an die Elektrolyse-Anlagen liefern, entstehen für den Strombezug keine zusätzlichen externen Kosten. Durch Abzug der Vorleistungen von 5 % ergibt sich eine Bruttowertschöpfung durch den Betrieb der Anlagen von 65 Mio. Euro jährlich. 

EE-Anlagen

Die fixen Betriebskosten der EE-Anlagen betragen jährlich rund 2 % der einmaligen Investitionskosten, dies entspricht 72 Mio. Euro jährlich. Variable Kosten gibt es hier im Wesentlichen keine. Durch Abzug der Vorleistungen von 5 % ergibt sich eine Bruttowertschöpfung durch den Betrieb der Anlagen von 69 Mio. Euro jährlich.

Der 2. Wertschöpfungsbeitrag als Summe der jährlichen Bruttowertschöpfung durch den Betrieb der Elektrolyse-Anlagen und den Betrieb der EE-Anlagen beträgt jährlich 134 Mio. Euro.

Zusammenfassung: Jährliche Bruttowertschöpfung

Durch die Investitionen den Betrieb der Elektrolyse-Anlagen und zugehörigen EE-Anlagen entsteht unter Ansatz der Referenz-Importquote und Basis-Variante eine jährliche Bruttowertschöpfung von 301 Mio. Euro. Je nach Importquote und Variante ergibt sich eine jährliche Bruttowertschöpfung von 143 Mio. Euro bis 573 Mio. Euro.

Plausibilitätsprüfung der Berechnungen

Im Rahmen der Metaanalyse nach Merten et al. (2020) wurden verschiedene Studien und eigene Berechnungen zu zukünftigen Produktionskosten von Wasserstoff vorgenommen. Wesentlichen Einfluss auf die Produktionskosten haben danach die Stromgestehungskosten, die in großem Maße von den Stromkostenbestandteilen abhängen. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass die Produktionskosten von Wasserstoff im Mittel bei 12 ct/kWh (4 €/kg) liegen werden zum Jahr 2050, wobei die Bandbreite zwischen 6 ct/kWh (2 €/kg) bis 18 ct/kWh (6 €/kg) liegen wird. 

Unter Berücksichtigung der in dieser Arbeit für die Berechnungen angesetzten Investitions- und Betriebskosten für Elektrolyse-Anlagen und EE-Anlagen sowie den Volllaststunden und Wirkungsgraden lässt sich ein Herstellungspreis Wasserstoff von 5,95 ct/kWh (1,94 €/kg) errechnen. Eingeordnet in die Bandbreite des zu erwartenden Wasserstoffpreises nach o. g. Metaanalyse/Studie liegt der hier errechnete Preis an der unteren Grenze. Da der errechnete Preis auf der Annahme unmittelbarer Nähe von EE-Erzeugung und H2-Produktionsstätte basiert, folglich keine weiteren Stromkostenbestandteile, keine Infrastrukturkosten, keine Steuern und sonstigen Abgaben eingepreist sind, ist der errechnete Preis plausibel. Dies unterstreicht in Folge die Plausibilität der Berechnungen zur Bruttowertschöpfung hinsichtlich den Investitionskosten, Betriebskosten, den angesetzten Volllaststunden und Wirkungsgraden.

6.3.3 Berechnung der Einnahmen durch Wasserstoff-Export

Die Herstellung des Wasserstoffs dient nicht nur dem Verbrauch in Mecklenburg-Vorpommern, sondern ein Teil wird auch in andere Bundesländer exportiert. Es wurde zuvor errechnet, dass Mecklenburg-Vorpommern in 2050 voraussichtlich 3,62 TWh Wasserstoff selbst verbrauchen wird. Dies entspricht 52,85 % der 6,86 TWh im Bundesland erzeugten Wasserstoffs nach Referenz-Importquote. Die übrigen 47,15 % werden demnach in andere Teile Deutschlands transportiert. Basierend auf dem errechneten Produktionspreis ergibt dies ohne Berücksichtigung von Steuern oder Gewinnen Exporteinnahmen in Höhe von rund 192 Mio. Euro pro Jahr.

6.3.4 Berechnung der Beschäftigungseffekte

Durch Investitionen und Betrieb der Elektrolyse-Anlagen und zugehörigen EE-Anlagen entsteht auf Grundlage der Referenz-Importquote und Basis-Variante ein dauerhafter Beschäftigungszuwachs von 5.699 Stellen. Die Berechnung erfolgte analog der Berechnung der Bruttowertschöpfung unter Verwendung der bezifferten

Beschäftigungsintensitäten und auf Basis stetiger Investitionen sowie unter Berücksichtigung der die Berechnungen mindernden Vorleistungsanteile. Auf Niederschrift des Rechenweges soll an dieser Stelle verzichtet werden. Je nach Importquote und Variante ergibt sich eine Bandbreite des Beschäftigungszuwachs von 2.714 Stellen bis 9.872 Stellen.

6.3.5 Ergebnisse der Berechnungen aller Szenarien 

Folgend sind die Berechnungsergebnisse der Bruttowertschöpfung und Beschäftigung aller Szenarien und Varianten dargestellt. Gelb schattiert sind die Ergebnisse auf Grundlage der Referenz-Importquote und Basis-Variante, für die der ausführliche Rechenweg beschrieben wurde.

Tabelle 18: Ergebnisse Szenario Maximale Importquote 

Varianten	Basis-Variante	Wachstum-Variante	Gleichauf-Variante
Bruttowertschöpfung jährlich	143 Mio. € / a	153 Mio. € / a	171 Mio. € / a
Beschäftigung	2.714 Stellen	2.797 Stellen	2.947 Stellen

Quelle: Eigene Berechnungen

Tabelle 19: Ergebnisse Szenario Referenz-Importquote 

Varianten	Basis-Variante	Wachstum-Variante	Gleichauf-Variante
Bruttowertschöpfung jährlich	301 Mio. € / a	322 Mio. € / a	359 Mio. € / a
Beschäftigung	5.699 Stellen	5.875 Stellen	6.189 Stellen

Quelle: Eigene Berechnungen

Tabelle 20: Ergebnisse Szenario Minimale Importquote 

Varianten	Basis-Variante	Wachstum-Variante	Gleichauf-Variante
Bruttowertschöpfung jährlich	480 Mio. € / a	514 Mio. € / a	573 Mio. € / a
Beschäftigung	9.091 Stellen	9.371 Stellen	9.872 Stellen

Quelle: Eigene Berechnungen

Abbildung        16        zeigt    übersichtlich   die ermittelten       Bandbreiten    der       jährlichen Bruttowertschöpfung nach Importquoten.

Abbildung 16: Bandbreite der Bruttowertschöpfung in Mecklenburg-Vorpommern

Quelle: Eigene Darstellung

Abbildung     17     zeigt    übersichtlich     die                ermittelten Bandbreiten              des              dauerhaften

Abbildung 17: Bandbreite des Beschäftigungszuwachs in Mecklenburg-Vorpommern Quelle: Eigene Darstellung

6.3.6 Einordnung der Ergebnisse 

Die erzielte Bruttowertschöpfung von 301 Mio. Euro unter Ansatz der Referenz-Importquote und Basis-Variante entspricht einem Anteil von 0,72 % der gesamten Bruttowertschöpfung zu Herstellungspreisen des Bundeslandes Mecklenburg-

Vorpommerns des Jahres 2019 in Höhe 42,01 Mrd. Euro (Statistisches Amt MecklenburgVorpommern, 2021, S. 15). Sie entspricht zudem einen Anteil von 6,61 % der Wirtschaftsleistung des Wirtschaftsabschnitts Verarbeitendes Gewerbe des Jahres 2019 in Höhe von 4,55 Mrd. Euro (Statistisches Amt Mecklenburg-Vorpommern, 2020a, S. 15). Bei diesen Vergleichen wurde davon ausgegangen, dass die Faktorkosten der gleichen

Forschung, Erprobung und Praxisbeispiele

Preissteigerung unterliegen wie die Entwicklung der Bruttowertschöpfung zu Herstellungspreisen. Sie haben daher nur bedingte Aussagekraft.

Die erzielte Beschäftigung von 5.699 Personen auf Grundlage der Referenz-Importquote und Basis-Variante entspricht einem Anteil von 0,77 % verglichen mit den Erwerbstätigen in MV in 2018 von 743.600 Beschäftigten (Statistisches Amt Mecklenburg-Vorpommern, 2020b, S. 343). 

Von diesen Erwerbstätigen haben 567.500 Beschäftigte ein monatliches Nettoeinkommen von mind. 1.100 Euro erhalten (Statistisches Amt Mecklenburg-Vorpommern, 2020b, S. 349). Dies kann in seiner Größenordnung je nach individueller Situation einer Vollbeschäftigung nach dem gesetzlichen Mindestlohn entsprechen^[14]. Verglichen damit beträgt die erzielte Beschäftigung 1 %.

               Forschung, Erprobung und Praxisbeispiele

7.1     Reallabore

In den sogenannten „Reallaboren der Energiewende“ werden verschiedene innovative Technologien in der Praxis in großem, aber dennoch geografisch abgegrenzten Maßstab erprobt. Die Ergebnisse können dann einem Einsatz für ganz Deutschland dienen. Das Ziel ist eine schnellere Markreife. Die Reallabore werden von 2019 bis 2022 vom BMWi mit jährlich 100 Millionen Euro, zuzüglich einmalig weiteren 200 Millionen für Reallabore in Regionen, die vom Strukturwandel betroffen sind, gefördert. Im Folgenden werden ausgewählte Reallabore vorgestellt. (BMWi, 2019c)

21: Steckbrief Norddeutsches Reallabor

Norddeutsches Reallabor
Ort	Hamburg, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern
„Konsortialführer“	Competence Center für Erneuerbare Energien und Energieeffizienz(CC4E) der Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg
Beschreibung	Erprobung der ganzheitlichen Transformation des Energiesystems:In sogenanntem „ganzsystemischem Ansatz“ sollen Sektorkopplung mit Wasserstoff und energieoptimierte Quartiere erprobt werden:-                 25 Projekte mit 18 Demonstrationsanlagen, davon 9 Elektrolyseure   mit insg. 43 MW, gebündelt zu 4 Hubs – 50 Partner, davon 29 Förderpartner-                 325 Mio. Euro Investitionsvolumen Beispiel Hub Hamburg:HanseWerk: 25 MW Elektrolyse, ca. 32 Mio. Nm³ H2 / a[15], Nutzung    des Wasserstoffs in Industrie, Mobilität, Abwärmenutzung im   FernwärmenetzWärme Hamburg: Abwärmenutzung von Industrie und   Müllverbrennungsanlage, Aquiferspeicher am Energiestandort   Tiefstack zur Langzeitspeicherung (saisonal) von Wärme Beispiel Hub Schwerin, Mecklenburg-Vorpommern:WEMAG: 5 MW Elektrolyse im Windpark-Areal, systemdienlicher   Betrieb, bis zu 3,8 Mio. Nm³ H2 / a[16], Nutzung des Wasserstoffs in   Mobilität, Beimischung im Erdgasnetz, in kleinerem H2-Netz   Erprobung Wasserstoff-Anwendung für Haushaltsgasthermen,    Speicherung H2 in Gaskaverne

Quellen: BMWi, o. D. b; Bannert et al., 2021

Tabelle 22: Steckbrief Reallabor Westküste 100

Reallabor Westküste 100, Schleswig-Holstein
Abbildung 18: Modellplan des Reallabor Westküste 100
Ort	Schleswig-Holstein
„Konsortialführer“	Raffinerie Heide GmbH
Beschreibung	Abbildung einer regionalen Wasserstoffwirtschaft im industriellen Maßstab:-  Bau eines 30-Megawatt-Elektrolyseurs, aus dessen Erfahrung   Hochskalierung geplant, Energiespeisung durch Windenergie – Einrichtung eines Kavernenspeichers, der Förderbescheid hierfür    wurde 03/2021 erhalten-  Aufbau eines Modell-Wasserstoffnetzes

Quellen: Raffinerie Heide GmbH, o. D.; BMWi, o. D. b 23: Steckbrief Reallabor GreenHydroChem

Reallabor GreenHydroChem, Sachsen-Anhalt
Ort	Region „Mitteldeutsches Chemiedreieck“, Sachsen-Anhalt
„Konsortialführer“	Siemens AG, Linde AG, Fraunhofer-IMWS
Beschreibung	Das Ziel ist eine volkwirtschaftlich optimale Kopplung Erneuerbarer Energien mit der Industrie:-                 50 MW PEM-Elektrolyseur (Ausbauziel 100 MW)-                 Erzeugung und Lieferung von grünem Wasserstoff im industriellen    Maßstab-                 Verwendung des Wasserstoffs schwerpunkmäßig in Raffinerien    zur Herstellung chemischer Grundstoffe und Methanol  Siehe auch Praxisbeispiel „24 MW PEM-Elektrolyse am Chemie- undRaffineriestandort Leuna“ ( Tabelle 27).

Quelle: BMWi, o. D. b

7.2     Praxisbeispiele

Im Folgenden werden ausgewählte Projekte vorgestellt, die besonders interessant sind oder bspw. eine Vorreiter-Rolle einnehmen. Es erfolgt eine Gliederung in kürzlich fertig gestellte oder im Bau befindliche Projekte, zukünftige Projekte und einen Rückblick. 

7.2.1 Kürzlich fertig gestellte oder in Bau befindliche Projekte

Soweit es die Recherche zu aktuellen grünen Elektrolyse-Anlagen ergab, handelt es sich beim Fukushima Hydrogen Energy Research Field mit 10 MW um die größte mit Photovoltaik oder Windenergie gekoppelte grüne Elektrolyseanlage bis zum Jahr 2020 und zudem als AEL. Die in 2021 fertig gestellte 20 MW PEM-Elektrolyse-Anlage im kanadischen Bécancour ist demnach wiederum die derzeit größte mit Photovoltaik oder Windenergie gekoppelte grüne Elektrolyse-Anlage der Welt. In Deutschland befindet sich eine durch Shell und ITM Power zu errichtende 10 MW PEM-Elektrolyse im Projekt REFHYNE in der Rheinland Raffinerie im Bau. Größentechnisch wurden in der Vergangenheit bereits deutlich größere Elektrolyse-Anlagen errichtet; beispielsweise am Assuan-Staudamm in Ägypten mit 156 MW und einer Produktion von 33.000 Nm³ / h^[17], durch Wasserkraft betrieben (Sterner et al., 2017). Der Fokus aktueller Projekte liegt verstärkt auf der Kopplung mit in der Breite frei verfügbaren und errichtbaren

erneuerbaren Energien wie Photovoltaik und Windenergie. Quellen zu den genannten Anlagen siehe nachfolgende Tabellen (Steckbriefe der Beispiele).

Tabelle 24: Steckbrief Fukushima Hydrogen Energy Research Field, Japan

Fukushima Hydrogen Energy Research Field (FH2R), Japan
Abbildung 19: Elektrolyse-Anlage FH2R mit Photovoltaik-Anlage
Ort	Fukushima, Japan
Betreiber	New Energy and Industrial Technology Development Organization(NEDO),Toshiba Energy Systems & Solutions Corporation,Tohoku Electric Power Co., Inc.,Iwatani Corporation
Inbetriebnahme, Status	2020, fertiggestellt
Beschreibung	–  10 MW AEL Elektrolyse-  Energieversorgung durch 20 MW PV-Anlage-  Produktion von bis zu 1.200 Nm³ H2 / h[18]–  Transport über LKW

Quellen: Toshiba Energy Systems & Solutions Corporation, 2020; FuelCellWorks, 2020

25: Steckbrief 20 MW PEM-Elektrolyse, Kanada

20 MW PEM-Elektrolyse, Kanada
Ort	Bécancour, Kanada
Betreiber	Air Liquide
Inbetriebnahme, Status	2021, fertiggestellt
Beschreibung	–  20 MW PEM-Elektrolyse, bestehend aus 4 Einheiten-  Energieversorgung zu 99 % aus EE-  Produktion von bis zu 8,2 t H2 / d[19]–  Standort produziert seit 1987 gasförmigen und flüssigen   Wasserstoff für Industriekunden in Kanada und USA. Mit der    Errichtung des neuen Elektrolyseur erfolgte eine Erweiterung der    Produktionskapazität des Standortes um 50 %.

Quelle: L’AIR LIQUIDE S.A., 2021

Tabelle 26: Steckbrief REFHYNE, Nordrhein-Westfalen

REFHYNE, Nordrhein-Westfalen
Ort	Raffinerie Rheinland, Werk Wesseling, Nordrhein-Westfalen
Betreiber	Shell und ITM Power
Inbetriebnahme, Status	k. A., in Bau
Beschreibung	–                 10 MW PEM-Elektrolyse-                 Produktion von bis zu 1.300 t H2 / a20–                 Verwendung des Wasserstoffs vollständig für die Raffinerieprozesse,    der Gesamtverbrauch der Rheinland Raffinerie beträgt jährlich rund    180.000 t H2–                 Aufbauend auf den Erfahrungen soll eine 100 MW Anlage designt    werden

Quellen: Shell Deutschland GmbH, 2018; IN4climate.NRW GmbH, o. D.; REFHYNE , o. D.

27: Steckbrief 24 MW PEM-Elektrolyse am Chemie- und Raffineriestandort Leuna,

Sachsen-Anhalt

24 MW PEM-Elektrolyse am Chemie- und Raffineriestandort Leuna, Sachsen-Anhalt
Ort	Chemie- und Raffineriestandort Leuna, Sachsen-Anhalt
Betreiber	Linde
Inbetriebnahme, Status	2022, in Bau
Beschreibung	–                 24 MW PEM-Elektrolyse-                 Energieversorgung vorerst über zertifizierten Grünstrom –                 Produktion von bis zu 3.200 t H2 / a[20]–                 Transport via bestehenden H2-Pipelinenetzes sowie LKW an die    ansässigen und umliegenden Kunden. –                 Errichtung und Betrieb erfolgen vollständig durch Linde

Quelle: Enkhardt, 2021

7.2.2 Zukünftige Projekte

Tabelle 28: Steckbrief Grüne Stahlproduktion ArcelorMittals in Deutschland und weltweit

Grüne Stahlproduktion ArcelorMittals in Deutschland und weltweit
Ort	Hamburg und weitere Standorte in Deutschland und weltweit
Betreiber	ArcelorMittal
Inbetriebnahme, Status	Projekt H2H: Betrieb mit EE geplant zu 2025, Baubeginn in 2021
Beschreibung	ArcelorMittal ist nach eigener Aussage das weltweit größte Stahl- und Bergbauunternehmen. In Deutschland produziert das Unternehmen als einer der größten Stahlproduzenten der Republik jährlich rund 8 Mio. tRohstahl. In Hamburg betreibt die Firma bereits heute eineDirektreduktionsanlage unter Einsatz von Erdgas. Diese Technologie lässt sich prinzipiell auch vollständig mit grünem Wasserstoff betreiben.Mit dem langjährigen Know-how in dieser Technologie soll nun imProjekt H2H der Einsatz von reinem Wasserstoff in einem neuen Schachtofen im Demonstrations-Maßstab bei einer Jahresproduktion von 0,1 Mio. t Eisenerz getestet werden. Auch die anderenUnternehmens-Standorte sollen langfristig klimaneutral werden. An den Standorten Bremen und Eisenhüttenstadt beabsichtige die Firma ebenfalls die Errichtung neuer Pilotanlagen zur Direktreduktion.

Quellen: ArcelorMittal Deutschland, 2020; ArcelorMittal, 2019; Neiser, 2021

Forschung, Erprobung und Praxisbeispiele

29: Steckbrief Elektrolyse-Anlage im Rostocker Seehafen

Elektrolyse-Anlage im Rostocker Seehafen, Mecklenburg-Vorpommern
Ort	Seehafen Rostock, Mecklenburg-Vorpommern
Betreiber	k. A.
Inbetriebnahme, Status	2025, derzeit Bewerbung um Fördergelder
Beschreibung	Im Seehafen Rostock in direkter Nähe zum Steinkohlekraftwerk soll eine große Elektrolyse-Anlage zur Produktion von grünem Wasserstoff aus Windstrom entstehen; unter Beteiligung von u. a. RWE. Geplant seien 100 MW bis 2025, perspektivisch 1 GW. Zu den Vorteilen gehöre, dass die komplette Infrastruktur bereits bestehe, womit bisher das Steinkohlkraftwerk versorgt werde. Somit könne auch die Abwärme derElektrolyseanlage im Fernwärmenetz Rostocks genutzt werden. Das Projekt wurde für ein europaweites Förderprogramm angemeldet, allein für den Aufbau der Elektrolyse-Anlage solle es 300 Mio. Euro Fördersumme geben. Ein Abnehmer des Wasserstoffs wolle diesen auch für eine grüne Düngemittelproduktion zu Ammoniak weiterverarbeiten.

Quelle: Meyer, 2021

7.2.3 Rückblick

Das Demonstrations- und Innovationsprojekt RH2 – WKA in Mecklenburg-Vorpommern im lokalen Rückblick zeigt beispielhaft, welche Vorreiter-Rolle MV im Bereich des Wasserstoffs aufweisen kann.

Tabelle 30: Steckbrief Demonstrations- und Innovationsprojekt RH₂ – WKA, MecklenburgVorpommern

Demonstrations- und Innovationsprojekt RH2 – WKA, Mecklenburg-Vorpommern
Ort	Grapzow, Mecklenburg-Vorpommern
Betreiber	WIND-WASSERSTOFF-projekt GmbH & Co. KG
Inbetriebnahme, Status	2013, fertiggestellt
Beschreibung	–  140 MW Onshore-Windenergieanlagen-  1 MW Alkalische Elektrolyse-  2 Blockheizkraftwerke zur Rückverstromung mit insg. 0,25 MWel/   0,4 MWth–  Produktion von bis zu 210 Nm³ H2 / h[21]–  Wasserstoff-Druckspeicher Kapazität ca. 3.300 Nm³ (300 kg)

Quelle: WIND-WASSERSTOFF-projekt GmbH & Co. KG, o. D.

     Standortfaktoren für Elektrolyse-Anlagen

8.1     Standortfaktoren 

Verschiedene Faktoren beeinflussen die Attraktivität eines Standortes zur Errichtung und zum Betrieb von Elektrolyseanlagen und anderen Power-to-X-Anlagen. Im Folgenden sollen einige dieser Faktoren aufgezeigt werden, wobei die Aufzählung sicherlich nicht abschließend geführt werden kann; die Aufzählung soll vielmehr Denkanstöße geben. Zur Vereinfachung wurde sich hier auf Elektrolyseanlagen beschränkt. Die Faktoren lassen sich auf andere Power-to-XAnlagen übertragen, bei denen jedoch weitere Faktoren eine Rolle spielen können, beispielsweise der CO2-Bezug für die Herstellung kohlenwasserstoffbasierter Energieträger.

Zumeist sind mehrere Faktoren von entsprechender Bedeutung.

Räumliche Nähe zur EE-Erzeugung

Da der Strombezug einen der größten Anteile an den Betriebskosten solcher Anlagen darstellt (Merten et al., 2020), ist die räumliche Nähe zur EE-Erzeugung ein wesentlicher Faktor. Durch die Direktanbindung von EE-Erzeugung und Elektrolyse kann ein besonders günstiger Strombezug ermöglicht werden, da hierbei Stromkostenbestandteile vermieden oder verringert werden können (EnergieAgentur.NRW, o. D.). In Kapitel 2.8 wurde gezeigt, dass Deutschland und Mecklenburg-Vorpommern ein großes Potential für Windenergieanlagen an Land bieten, wobei dieses Potential derzeit bei weitem nicht vollständig genutzt wird. Stellt sich hier eine entsprechend positive Entwicklung ein, entstehen landesweit viele geeignete Flächen. Dasselbe gilt für Offshore-Windenergieanlagen. Die Empfehlung konkreter Lokalitäten erscheint hier nicht zielführend, daher wird hier nur eine allgemeine Empfehlung für einen räumlichen Bezug der Elektrolyseanlagen zu den EE-Anlagen ausgesprochen. 

Nähe zu Wärmeabnehmern / Nähe zu Wärmenetzen

Es wurde gezeigt, dass sich durch Nutzung der Abwärme von Elektrolyseanlagen eine Wirkungsgradsteigerung der Elektrolyseanlagen erzielen lässt (Kapitel 4.7). Im Umkehrschluss kann dies Einsparungen hinsichtlich der notwendigen Kapazitäten an EE-

Anlagen und Elektrolyseanlagen ergeben. Die Nutzung der Abwärme kann beispielsweise durch Einleiten in entsprechende Wärmenetze erfolgen. Wie in Kapitel 3.5.3 beschrieben, verfügt Mecklenburg-Vorpommern über eine überdurchschnittlich hohe Anzahl Wärmenetze. Fernwärmenetze gibt es beispielsweise in Rostock, Neubrandenburg, Schwerin, Greifswald, Stralsund, Neustrelitz, Güstrow, Wismar und vielen weiteren Städte. Daneben existieren weitere Wärmenetze in städtischer und ländlicher Umgebung. Im Anhang H ist die Karte der Wärmenetze in MV dargestellt. Eine tabellarische Auflistung der in MV vorhanden Fernwärmenetze sowie weiterer Wärmenetze ist in der Studie des LEE MV (Grüttner, 2021, S. 11,12,19) aufgeführt.

Nähe zu Gasspeichern

Im Energieszenario 2050 nach Referenz-Studie müssen voraussichtlich 61 TWh (6,5 %) der Nettostromerzeugung durch Rückverstromung aus (saisonal) gespeichertem Wasserstoff gewonnen werden. Wie in Kapitel 5.4 beschrieben wurde, wird Mecklenburg-Vorpommern ein Wasserstoff-Speicherpotential von 25,2 TWh zugeschrieben, die geeigneten Salzstrukturen befinden sich beispielsweise großflächig auf der Insel Rügen, im kleineren auch bei Rostock.

Zudem gibt es in MV bereits heute die folgenden (Erdgas-)Speicher:

•        Zechstein-Kavernenspeicher Kraak, Erdgasspeicherkapazität 2,59 TWh

•        Zechstein-Kavernenspeicher Moeckow^[22], mögliche Erdgasspeicherkapazität 17 TWh

Die Speicherkapazität dieser beiden Speicher bezogen auf Wasserstoff betrüge knapp ein Drittel des für Erdgas benannten Wertes aufgrund der unterschiedlichen Energiedichten von Methan (rund 10 kWh/Nm³)^[23] und Wasserstoff (3 kWh/Nm³)²⁴. 

Zur Bereitstellung dieser Speicherkapazitäten besteht entsprechend Potential für die Errichtung und den Betrieb von Elektrolyseanlagen. Durch eine räumliche Nähe können die Kosten für den Wasserstoff-Transport und die dafür notwendige Infrastruktur geringer ausfallen.

Anbindung an Ferngasleitungen / H₂-Startnetz

Das Ferngasleitungsnetz ist in Kapitel 3.5.2 beschrieben, die Karten sind in Anhang C bis Anhang F dargestellt. Mit den Ferngasleitungen NEL von Lubmin bei Greifswald Richtung Westen und OPAL und EUGAL Richtung Süden weist Mecklenburg-Vorpommern gute

Voraussetzungen auf, große Mengen Gas abzutransportieren. Unter der Voraussetzung einer

Umnutzung auf Wasserstoff bietet eine Nähe zu diesen Leitungen signifikante

Standortvorteile. Wie in Kapitel 5.3 beschrieben wurde, ist von den Fernleitungsnetzbetreibern

Gas ein Vorschlag zu einem Wasserstoff-Startnetz aufgestellt worden, je nach tatsächlicher Umsetzung ergibt die Orientierung daran entsprechende Standortvorteile. Das H2-Startnetz ist in Anhang G dargestellt.

Nähe zu Wasserstoffabnehmern

Durch die Nähe zu Wasserstoffabnehmern können die Kosten für den Wasserstoff-Transport und die dafür notwendige Infrastruktur geringer ausfallen. Beispiele für große Abnehmer können sein:

•        Hafen Rostock mit einer Fläche von 750 ha als größter deutscher Ostseehafen sowie über 150 Firmen mit rund 16.000 direkten und indirekten Mitarbeitern (ROSTOCK PORT GmbH, 2020).

•        Hafen Mukran auf Rügen mit einer Fläche von 430 ha, davon 170 ha Gewerbefläche (Fährhafen Sassnitz GmbH, o. D.).

•        Hafen Wismar mit einer Fläche von rund 70 ha und dem naheliegenden Großgewerbestandort Wismar-Kritzow mit Entwicklungsflächen von rund 180 ha (Seehafen Wismar GmbH, o. D. a; Seehafen Wismar GmbH, o. D. b).

•        Flughafen Rostock mit einer Kapazität von 1 Million Fluggästen pro Jahr (Flughafen Rostock-Laage-Güstrow GmbH, o. D.).

•        Allgemein: Industriegebiete, Gewerbegebiete, Große Unternehmen.

Nähe zu Übertragungsnetzen / Netzknoten 

Auch der Anschluss der Elektrolyseanlagen an das öffentliche Stromnetz kann eine entscheidende Rolle spielen, je nach Geschäftsmodell. Bei einem inselartigen Modell, bei dem der Strombezug für den Betrieb der Elektrolyseanlage direkt durch die eigenen EE-Anlagen erfolgt und daher nur ein gewöhnlicher gewerblicher Netzanschluss erforderlich ist, ist diese Rolle nachgelagert. Bei vollständigem oder teilweisem Netzbezug der Energie für den Elektrolysebetrieb ist die Rolle aufgrund der großen benötigten Energiemengen und einem damit verbundenen potenziell notwendigen Anschluss an höhere Spannungsebenen entscheidend. Bei letzterem können die Nähe zu Netzen höherer Netzebene und Übertragungsnetzen sowie deren Schaltanlagen/Umspannwerken Standortvorteile bieten, da potenziell die Kosten für den Netzanschluss aufgrund kürzerer Strecken geringer ausfallen und einfacher bewerkstelligt werden können. Das Übertragungsnetz ist in Kapitel 3.5.1 beschrieben, die Karten sind in Anhang A und Anhang B dargestellt. 

8.2     Beispielhafte Auslegung von Elektrolyse-Anlagen für einige Fernwärmenetze

basierend auf der Abwärmenutzung

Im Folgenden werden für einige beispielhafte Fernwärmenetze Elektrolyseure derart dimensioniert, dass die entstehende Abwärme von angenommenen 10 % der ElektrolyseLeistung vollständig im Fernwärmenetz verbraucht werden kann. Der Einfachheit wegen wird sich daher auf den Wärmebedarf für Warmwasser bezogen, da unterstellt wird, dass dieser ganzjährig stetig vorliegt. In Kapitel 3.5.3 wurde aufgezeigt, dass 2018 der Anteil Fernwärmeerzeugung für Warmwasser an der Fernwärmeerzeugung für Raumwärme und Warmwasser in Deutschland 16,5 % betrug. In Tabelle 31 sind aktuelle Daten einiger beispielhafter Fernwärmenetze in MV aufgetragen. Die Fernwärmeerzeugung für Warmwasser wurde auf Basis eines Anteils von 16,5 % berechnet, es wird unterstellt, dass dieser Anteil in Mecklenburg-Vorpommern im Jahr 2050 vorliegt und dass die Fernwärme nur für Raumwärme und Warmwasser eingesetzt wird. Der Fernwärmebedarf basiert auf aktuellen Daten, der prognostizierte Anstieg der Fernwärme bis zum Jahr 2050 wurde hier nicht berücksichtigt. Um den Wärmebedarf für Warmwasser durch die Abwärme von Elektrolyseuren zu decken, wurden entsprechende Elektrolyse-Leistungen errechnet, wobei basierend auf den EE-Anlagen 2.855 Volllastsunden pro Jahr und der eingangs erwähnte Abwärmeanteil von 10 % angesetzt wurden.

Tabelle 31: Elektrolyseleistungen für die Warmwasserbereitstellung in ausgewählten Fernwärmenetzen 

Fernwärmenetze der Stadtwerke nach Städten	AktuellerFernwärmebedarf(Jahr)	Anteil fürWarmwasser(Annahme 16,5 %)	Elektrolyse-Leistung für Warmwasser (Annahme nutzbareAbwärme 10 %, 2.855Volllaststunden/Jahr)
Rostock	938 GWh (2019)a	135,3 GWh	473,9 MW
Schwerin	335 GWh (2019)b	55,3 GWh	193,7 MW
Neubrandenburg	310,3 GWh (2009)c	51,2 GWh	179,3 MW
Greifswald	247 GWh (2019)d	40,8 GWh	142,9 MW
Stralsund	ca. 105 GWh (2020)e	17,3 GWh	60,6 MW
Güstrow	69,3 GWh (2019)f	11,4 GWh	39,9 MW
Erläuterungen, Quellen:a Fernwärmenetzeinspeisung, nach Stadtwerke Rostock (2020) b Wärme Energieabsatz an Endkunden, nach Stadtwerke Schwerin (o. J.)c                             Fernwärmeversorgung Wärmelieferung, nach Neubrandenburger Stadtwerke (2011)d                            Fernwärmeeinspeisung ins Netz, nach Stadtwerke Greifswald (o. D.)e                            Aus Gespräch mit dem Verantwortlichen für Energiekonzepte der SWS Energie GmbH: WärmeKälte-Absatz in 2020 (C. Wussack, SWS Energie GmbH, persönliche telefonische Kommunikation,04. Juni 2021)f Fernwärmeabgabe nach Stadtwerke Güstrow (o. D.)

Quellen: siehe zugeordnete Quellangaben in der Tabelle

Fazit und Diskussion

In diesen Berechnungen wurden idealisiert nur die Volllaststunden berücksichtigt, es wurde nicht berücksichtigt, dass die Elektrolyse-Anlagen aufgrund volatiler EE-Erzeugung nicht stetig mit gleicher Leistung betrieben werden können. Volatile Effekte können beispielsweise durch Wärmespeicher und den Umstand, dass die meiste Zeit des Jahres überdies ein Bedarf an Raumwärme besteht, abgemildert werden. Zudem wurde den Berechnungen unterstellt, dass der Fernwärmebedarf nur für Raumwärme und Warmwasser besteht, ein möglicher Anteil für Prozesswärme wurde vernachlässigt. Prozesswärme könnte im zeitlichen Jahresverlauf eher konstanter Natur sein, also weniger saisonal variieren, wodurch dieser Einfluss ebenfalls abgemildert wird. Unter diesen Aspekten erscheinen die Berechnungen trotz der vereinfachten Annahmen realistisch. In der Stadt Rostock könnte somit beispielsweise eine ElektrolyseAnlage mit einer Leistung von knapp 0,5 GW installiert werden, deren Abwärme summarisch vollständig den Wärmebedarf für Warmwasser im Fernwärmenetz Rostock abdeckt.

      Fazit und Diskussion 

9.1     Fazit

Zusammenfassung der Ergebnisse

Das Energiesystem steht vor einem Wandel von einem durch konventionelle Energieträger geprägten Energiesystem hin zu einem auf erneuerbaren Energien basierenden, klimaneutralen Energiesystem. Dabei wird Wasserstoff als Schlüsselbaustein gesehen, der langfristig die Basis des Energiesystems darzustellen vermag. Die hier vorliegende Masterarbeit hat das Ziel verfolgt aufzuzeigen, welches Potential eine grüne Wasserstoffwirtschaft für Mecklenburg-Vorpommern bietet. Zur Beantwortung der Forschungsfrage wurde abgeschätzt, welche volkswirtschaftlichen Effekte durch eine grüne Wasserstoffwirtschaft im Jahr 2050 für Mecklenburg-Vorpommern erzielt werden. Konkret wurden hierfür die erzielte Bruttowertschöpfung und die resultierenden Arbeitsplätze durch die

Investitionen und den Betrieb von Elektrolyse-Anlagen sowie den dafür notwendigen EEAnlagen errechnet. 

Die Ergebnisse fallen äußerst positiv aus: Mecklenburg-Vorpommern ist ein hervorragender Standort für eine Wasserstoffwirtschaft und die dafür notwendigen EE-Anlagen. So wird das Bundesland mit einem Anteil von 7,3 % an der bundesweiten Gesamtnettostromerzeugung überdurchschnittlich viel erneuerbare Energie erzeugen und bietet außerdem durch die geringe Bevölkerungsdichte bessere Voraussetzungen, um Elektrolyse-Anlagen in räumlicher Nähe zur EE-Erzeugung zu installieren, als dies in Bundesländern mit größerer Bevölkerungsdichte potenziell möglich ist. Dies kann zu niedrigen Energiepreisen führen: Zunächst können durch Direktanbindung von EE-Anlagen an Elektrolyse-Anlagen die

Fazit und Diskussion

Stromkostenbestandteile wie Entgelte für Netznutzung und staatliche Preisbestandteile wie Steuern oder EEG-Umlage entfallen oder geringer ausfallen. Des Weiteren bedingen kürzere Strecken im Allgemeinen geringere Infrastrukturkosten. Der Beitrag MVs an der bundesweiten Wasserstoffnachfrage wurde zu 8,2 % bestimmt, basierend auf MVs Beitrag an der Windenergie Deutschlands. Zudem hat das Land bereits heute überdurchschnittlich viele Wärmenetze, wodurch eine günstige Chance besteht, die Abwärme der Elektrolyseanlagen zu nutzen, was deren Wirkungsgrad erhöhen würde. Zudem sind umfangreiche Anbindungen hinsichtlich Gas- und Stromnetzen zur Energieverteilung gegeben. Diese Kombination bietet im bundesweiten Vergleich beste Voraussetzungen Wasserstoff möglichst kosteneffizient zu produzieren.

Die erzielbare Bruttowertschöpfung und resultierende Arbeitsplätze sind für eine einzelne Sparte wie hier die Wasserstoffwirtschaft beeindruckend:

Unter Ansatz der Referenz-Importquote und einer wirtschaftlich gleichbleibenden Entwicklung des Landes (Basis-Variante) wird durch Investitionen und Betrieb von ElektrolyseAnlagen sowie den dafür notwendigen EE-Anlagen eine jährliche Bruttowertschöpfung von 301 Mio. Euro erzielt. Dies entspricht 0,72 % der gesamten Bruttowertschöpfung Mecklenburg-Vorpommerns des Jahres 2019. 

Zudem ergibt sich auf Grundlage der Referenz-Importquote und Basis-Variante ein dauerhafter Beschäftigungszuwachs von 5.699 Arbeitsplätzen, dies entspricht einem Anteil von 0,77 % verglichen mit der Anzahl Erwerbstätigen in MV in 2018.

Je nach Importquote und Variante, die mit dem Anteil der Vorleistungen die wirtschaftliche Entwicklung des Landes im Industriesektor widerspiegelt, ergibt sich eine Bandbreite der jährlichen Bruttowertschöpfung von 143 Mio. Euro bis 573 Mio. Euro sowieeine Bandbreite der Beschäftigungseffekte von 2.714 bis 9.872 Arbeitsplätzen. 

Einordnung der Ergebnisse

Um die errechneten Zahlen besser einordnen zu können, lohnt der Blick auf eine andere vertraute Wirtschaftssparte, denn hierbei zeigt sich, wie groß das Potential einer Wasserstoffwirtschaft ist: Vergleicht man die genannten Ergebnisse beispielsweise mit der Bruttowertschöpfung des Schiffs- und Bootsbaus von Mecklenburg-Vorpommern inklusive seiner maritimen Zulieferindustrie, die im Jahr 2019 zusammen auf eine Bruttowertschöpfung von 634 Mio. Euro kam. So erreicht eine Wasserstoffwirtschaft unter Ansatz der Referenz-Importquote und Basis-Variante fast die Hälfte von deren Wirtschaftsleistung. Im Bestfall, also dem Szenario mit minimaler Importquote und der Angleichung Mecklenburg-Vorpommerns an die anderen Bundesländer (Gleichauf-Variante), lässt sich eine ähnlich große Bruttowertschöpfung erzielen wie die des Schiffs- und Bootsbaus inklusive seiner maritimen Zulieferindustrie. Es zeigt sich damit deutlich, dass die

Fazit und Diskussion

Wasserstoffwirtschaft kein Nischen-Thema für Mecklenburg-Vorpommern sein sollte, sondern ein enormes Potential darstellt und bestmöglich forciert und gefördert werden sollte.

Betrachtung des Bestfalls

Werden im untersuchten Bestfall 50 % des deutschen Wasserstoffbedarfs in Deutschland selbst hergestellt (Szenario Min. Importquote) und gleicht sich Mecklenburg-Vorpommern in seiner Wirtschaftsstruktur derart an, dass es in gleichem Umfang Leistungen erbringen kann wie die anderen Bundesländer im Durchschnitt (Gleichauf-Variante), so erzielt eine Wasserstoffwirtschaft eine jährliche Bruttowertschöpfung von deutlich über einer halben Milliarde Euro und fast 10.000 dauerhafte Arbeitsplätze in Mecklenburg-Vorpommern.

Technologie ist bereit

Als Technologien kommen nach heutiger Sicht für ein klimaneutrales Energiesystem die Alkalische Elektrolyse (AEL), die den höchstmöglichen Technologie-Reifegrad (TRL) von 9 aufweist, die Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse (PEMEL) mit einem TRL von 8 und die Hochtemperatur-Elektrolyse (HTEL) mit einem TRL von 6 in Betracht. Es lässt sich daher feststellen, dass die Wasserstoff-Technologien bereits im großindustriellen Maßstab angekommen sind. Zahlreiche bereits errichtete sowie in Bau befindliche Multi-MegawattElektrolyse-Anlagen – einige auch in Deutschland – zeigen, dass der breite Einsatz der Wasserstofftechnologien im Energiesystem keine Zukunftsvision mehr ist, sondern bereits jetzt Einzug findet.

9.2     Diskussion

Damit die errechneten Effekte tatsächlich Umsetzung finden, ist Voraussetzung, dass

Unternehmen entsprechende Elektrolyse-Anlagen und die notwendigen EE-Anlagen im Bundesland errichten. Da Mecklenburg-Vorpommern bei der Erzeugung erneuerbarer Energie bereits heute im Bundes-Vergleich weit vorne dabei ist, ist auch die Errichtung und der Betrieb der Elektrolyse-Anlagen in großem Umfang nicht abwegig. Mecklenburg-Vorpommern steht dabei in starkem Wettbewerb zu anderen Bundesländern und internationalen Playern, alle wollen „ein Stück vom Kuchen“ der Zukunftstechnologie Wasserstoff. MecklenburgVorpommern sollte sich seiner äußerst attraktiven Standortvorteile bewusst sein und diese aktiv nutzen, um damit der Konkurrenz durch andere Bundesländer und dem Ausland entgegenzutreten. Nur dann kann gewährleistet werden, dass der Zubau der Elektrolyse-Anlagen, EE-Anlagen und ggf. auch anderen PtX-Anlagen auch in Mecklenburg-Vorpommern in einem Maße stattfindet, das diesen günstigen Standortfaktoren und den Klimaschutzzielen gerecht wird. 

Die errechneten Bandbreiten der Bruttowertschöpfung und Beschäftigung in Abhängigkeit der

Importquote und dem Vorleistungsanteil machen deutlich, welch großen Einfluss die

Fazit und Diskussion

zukünftige wirtschaftliche Entwicklung des Bundeslandes auf die erzielbare Bruttowertschöpfung und Beschäftigung hat. Der Blick auf die jüngsten Wirtschaftszahlen zeigt, dass Mecklenburg-Vorpommern nur einen gering ausgeprägten Industriesektor aufweist. Schafft es Mecklenburg-Vorpommern, diesen stärker zu entwickeln als es in den letzten Jahren mit nur geringer Entwicklung der Fall war, ist zu erwarten, dass die erzielbare Bruttowertschöpfung und Beschäftigung über den errechneten Werten nach Basis-Variante liegen. Die nun in Deutschland und weltweit stark wachsende Wasserstoffwirtschaft ist die Chance für Mecklenburg-Vorpommern, den Sektor Industrie und verarbeitendes Gewerbe zu vergrößern und somit wirtschaftlich weiter zu den anderen Bundesländern aufzuschließen.

Insgesamt lässt sich der Schluss ziehen, dass das Bundesland Mecklenburg-Vorpommern aufgrund seiner geografischen und demografischen Standortvorteile durch eine Wasserstoffwirtschaft im Vergleich zu anderen Bundesländern nicht nur mithalten kann, es hat das Potential, überdurchschnittlich stark davon zu profitieren.

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Weber, W., Kabst, R., & Baum, M. (2018). Einführung in die Betriebswirtschaftslehre (10. Auflage). Springer Gabler.

Wille, J. (27. August 2020). Klimakrise wird viel teurer als bisher angenommen.

klimareporter.de. https://www.klimareporter.de/gesellschaft/klimakrise-wird-vielteurer-als-bisher-angenommen 

WIND-WASSERSTOFF-projekt GmbH & Co. KG. (o. D.). Das Projekt RH2-WKA. Demonstrations- und Innovationsprojekt RH2-WKA. https://www.rh2wka.de/projekt.html 

Wirth, H. (2021). Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland (Fassung vom

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Zapf, M. (2017). Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem.

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Zweites Deutsches Fernsehen. (29. April 2021). Bundesverfassungsgericht. Klima-Urteil:

Klatsche für den Bund. zdfheute.

https://www.zdf.de/nachrichten/panorama/klimaschutz-gericht-klage-100.html

Anhangsverzeichnis

Anhang A: Karte Übertragungsnetz des Übertragungsnetzbetreibers 50hertz heutiger Stand

Quelle: 50hertz, 2020

Anhang B: Karte Übertragungsnetz Deutschland Szenario B 2035 im 2. Entwurf des

Netzentwicklungsplan 2035 (2021)

Quelle: ÜNB, 2021

Anhang C: Karte Gas Fernleitungsnetz Deutschland heutiger Stand

Quelle: FNB Gas, 2020c

Anhang D: Karte Gas Fernleitungsnetz Deutschland Ausbaumaßnahmen der Basisvariante bis Ende 2030 im Entwurf Netzentwicklungsplan Gas 2020-2030  Quelle: FNB Gas, 2020c

Anhang E: Karte Gas Fernleitungsnetz Deutschland Ausbaumaßnahmen der

Grüngasvariante bis Ende 2030 im Entwurf Netzentwicklungsplan Gas 2020-2030

Quelle: FNB Gas, 2020c

Anhang F: Ausschnitt aus Karte des europäisches Gasnetzes heutiger Stand

Quelle: Ausschnitt aus ENTSOG, 2019

Anhang G: Wasserstoff-Startnetz Deutschland 2030 nach Fernleitungsnetzbetreibern Gas Quelle:  FNB Gas, 2020b

Anhang H: Karte Wärmenetze Mecklenburg-Vorpommern heutiger Stand

Quelle: Grüttner, 2021

Anmerkung zur Karte Anhang H:

In Grüttner (2021) werden Wärmesysteme in Gemeinden mit Stadtrecht als Fernwärmesysteme bezeichnet, unabhängig von der Systemgröße. Weitere

Wärmeversorgungsnetze in Städten, „die deutlich kleiner sind, die separat, also unabhängig von den Fernwärmesystemen und von anderen Unternehmen als den ansässigen Stadtwerken betrieben werden und die einer lokal begrenzten Versorgung mit Wärme dienen“ (Grüttner, 2021, S. 7), werden als städtische Nahwärmesysteme bezeichnet. In ländlichen Gemeinden befindliche Wärmenetze werden als ländliche Nahwärmesysteme bezeichnet.

    Ausdruck der Berechnungs-Tabelle in Microsoft Excel

Anhang I (1/4):

Anhang I (2/4):

Anhang I (3/4):

Anhang I (4/4): Ausdruck der Berechnungs-Tabelle in Microsoft Excel

Quelle: Eigene Darstellung/Berechnung

Autor: Benjamin Ahrens

                                          Matrikelnummer: 18552                                                         

Eingereicht am: 24.06.2021

Erstgutachter: Prof. Dr.-Ing. Thomas Luschtinetz

                                                          Zweitgutachter: Prof. Dr. rer. nat. Johannes Gulden                  

---

^[1] Dies lässt sich sehr ansprechend im SMARD Strommarktdaten-Portal der Bundesnetzagentur  nachvollziehen, siehe Bundesnetzagentur [BNetzA] (o. D. c). Beispiele für Tage an denen tagsüber mehr erneuerbare Energien erzeugt wurde, als im gesamten Netz Energie verbraucht werden konnte: 04.07.2020, 05.07.2020, 23.08.2020.

^[2] Quelle ohne Datum (o. D.); der Buchstabe dient der Unterscheidung mehrerer Werke desselben Autors und desselben Jahres (bzw. hier mehrere Werke ohne Datum)

^[3] Anmerkung zur Quelle [Website]: Daten für das jeweilige Bundesland durch anklicken auf der angezeigten Karte.

^[4] Saarland: Wert von 2015, da für 2016 noch kein Wert vorlag.

^[5] Beispielsweise (Dambeck et al., 2020), (Gerbert et al., 2018), (Klein et al., 2017).

^[6] (Gerbert et al., 2018), Referenz-Studie: (Dambeck et al., 2020)

^[7] Die Bruttowertschöpfung („Bruttowertschöpfung zu Herstellungspreisen“) unterscheidet sich zum Bruttoinlandsprodukt (BIP) um den Betrag der Gütersteuern abzüglich Gütersubventionen (Statistisches Bundesamt, 2021)

^[8] Anmerkung zur Quelle [Website]: Werte für andere Jahre durch klicken auf das jeweilige Jahr.

^[9] Sowie Vorjahresveröffentlichungen: BNetzA, 2020; BNetzA, 2019a; BNetzA, 2017a.

^[10] Sowie Vorjahresveröffentlichungen: BNetzA, o. J. a; BNetzA, 2019b; BNetzA, 2018; BNetzA, 2017b, BNetzA, 2016a.

^[11] Sowie Vorjahresveröffentlichungen: BNetzA, 2020; BNetzA, 2019a; BNetzA, 2017a; BNetzA, 2016c; BNetzA, 2016b.

^[12] TRL = engl. für Technology Readiness Level, Technologie-Reifegrad, Skala von 1 bis 9 (Sterner et al., 2017, S. 663)

^[13] Heizwerte nach (Cerbe & Lendt, 2017, S. 770).

^[14] Beispielhaft: Bei einem Mindestlohn von 9,50 €/h und einer wöchentlichen Arbeitszeit von 36 h ergibt dies ein Bruttoeinkommen von 1.482 €/Monat nach (Bundesministerium für Arbeit und Soziales [BMAS], 2021). Die Berechnung des Nettoeinkommens ergibt für einen ledigen gesetzlich versicherten Menschen in MV 1.124,08 €/Monat (weitere Annahmen: Alter 35 Jahre, Kirche: ja, KV-Zusatz-Beitrag:

1,1 %, keine Kinder) nach (brutto-netto-rechner.info, o. D.)

^[15] H₂-Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 3,8 GWh/a je MW bzw. 115,2 t/a je MW.

^[16] Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 2,3 GWh/a je MW bzw. 68,4 t/a je MW.

^[17] Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 5,6 GWh/a je MW bzw. 166,8 t/a je MW.

^[18] Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 1,6 GWh/a je MW bzw. 47,3 t/a je MW.

^[19] H₂-Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 5,0 GWh/a je MW bzw. 149,7 t/a je MW. ²⁰   Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 4,3 GWh/a je MW bzw. 130,0 t/a je MW.

^[20] Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 4,4 GWh/a je MW bzw. 133,3 t/a je MW.

^[21] H₂-Erzeugung entspricht bei stetigem Betrieb 5,5 GWh/a je MW bzw. 165,6 t/a je MW.

^[22] Genehmigt, aber noch nicht realisiert, siehe Kapitel 5.4.

^[23] Heizwerte nach (Cerbe & Lendt, 2017, S. 770).