Erneuerbare Gase ‐ ein Systemupdate der Energiewende

8.2.2.3 Benötigter Ausbaubedarf und Kostenabschätzung
Zur Bestimmung der notwendigen Austauschkapazitäten zwischen den Regionen je Szenario,
müssen einerseits die Struktur der Gasproduktion, die Struktur der Gasverwendung sowie
die in der jeweiligen Region vorhandenen Gasspeicher berücksichtigt werden. Dies geschieht
im Rahmen eines vereinfachten Zonenmodells, basierend auf der in Abschnitt 8.1.2
beschriebenen Regionalisierung der Gasinfrastruktur, d.h. interzonaler Transportkapazitäten,
Gasspeichervolumen und Gasspeicherkennlinien. Unter Berücksichtigung des regionalisierten,
täglichen Gasbedarfs und Gasaufkommens wird der optimale (d.h. aus Systemkostensicht
günstigste) Ausbau der Gasinfrastruktur bestimmt, um Gasangebot und Gasnachfrage
in Einklang zu bringen. Als wesentliche Alternativen – sofern die im Status Quo vorhandene
Gasinfrastruktur unzureichend ist – stehen der Ausbau des Fernleitungsnetzes bzw. die
Schaffung zusätzlicher Gasspeicherkapazitäten zur Verfügung. Dazu werden Investitionskosten
in den Ausbau des Fernleitungsnetzes in Höhe von ca. 120 T€/(GWh/h) 125 pro Kilometer
Netz und Investitionskosten in Höhe von 70 €/MWh – 80 €/MWh je AGV neu geschaffener
Gasspeicherkapazität unterstellt 126 . Netze werden auf 40 Jahre abgeschrieben, es wird
der künftig gültige Zinssatz zur Eigenkapitalverzinsung in Höhe von 6,91% angesetzt. Gasspeicher
werden auf 33 Jahre abgeschrieben, es wird ein Zinssatz von 3% angenommen.
Fixe Betriebskosten werden mit 1% der Investitionskosten angesetzt.
In Abbildung 103 ist der nötige Ausbau des Gasnetzes bis 2050 in den beiden Szenarien
dargestellt. Beide Szenarien weisen eine deutliche Überproduktion Erneuerbarer Gase in
den nördlichen Regionen GPL-H und GPL-L aus. Die Regionen NCG-L und NCG-H sind im
Gegensatz dazu unterspeist. Aufgrund dieses Nord-Süd-Gefälles, sowie des im Rahmen
dieser Studie angenommen Wegfalls sämtlicher Importkapazitäten, muss das Gasnetz in
beiden Szenarien ausgebaut werden.
Im Szenario Maximale Elektrifizierung sind trotz der Vermeidung des Einsatzes von gasbasierten
Endkundenanwendungen im Wärmemarkt zusätzliche Kapazitäten in Höhe von etwa
24 GWh/h bis 2050 nötig. Dabei müssen insbesondere die BackUp-Kraftwerkskapazitäten
im Süden und Westen Deutschlands versorgt werden.
Das Szenario Optimiertes System weist erwartungsgemäß einen nochmals höheren Kapazitätszubau
in Höhe von ca. 39 GWh/h aus. Neben den im Süden und Westen Deutschlands
vorhandenen Back-Up-Kapazitäten muss in diesem Szenario ein großer Teil des Wärmemarktes
mit in Norddeutschland erzeugtem synthetischem Gas versorgt werden.
125 Quelle: enervis; vgl.u.a. FNB Gas, Netzentwicklungsplan Gas 2016-2026 zzgl. Anhang „Ausbaumaßnahmen (2016 – NEP Bestätigt).
126 Quelle: enervis. vgl. u.a. WIK, „Wettbewerb im Markt für Erdgasspeicher“, 2008
INES Initiative Erdgasspeicher e.V. / BWE Bundesverband Windenergie e.V.
Erneuerbare Gase - ein Systemupdate der Energiewende
12. Dezember 2017
Seite 134