Originale: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360544221007167 und https://reader.elsevier.com/reader/sd/pii/S0360544221007167?token=C8BEC662EDA4F7259ABFED8F2C505ACF7BDC747DCE2CF60714E9505F61036EF78DED2B0FC1189ECA814A8570A8028562&originRegion=eu-west-1&originCreation=20210414073517
Kostengünstiger Strom aus erneuerbaren Energien als Schlüsselfaktor für die globale Energiewende zur Nachhaltigkeit
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ManishRamaArmanAghahosseiniaAshishGulagiaAyobami SolomonOyewoaMichaelChildaUpekshaCalderaaKristinaSadovskaiaaJavierFarfanaLarissaDe Souza Noel Simas BarbosabMahdiFasihiaSiavashKhaliliaThureTrabercChristianBreyera
https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120467
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Die Energiewende in den Bereichen Strom, Wärme und Verkehr ist weltweit machbar. Der Stromsektor entwickelt sich zum Rückgrat des gesamten Energiesystems.Defossilisierung und Elektrifizierung führen zu einem Anstieg der Gesamtsystemeffizienz. Das beschriebene Energiewende-Szenario ist kompatibel mit dem 1,5 °C-Ziel.- Der Endenergiebedarf wächst in einem kostenoptimalen Pfad ohne Kohlendioxid-Entfernung.
Zusammenfassung
Die Bedrohung durch den Klimawandel und die Notwendigkeit, die globalen Ziele für nachhaltige Entwicklung zu erreichen, erfordern weltweit beispiellose wirtschaftliche und soziale Veränderungen, einschließlich einer grundlegenden Transformation des globalen Energiesystems. Eine Energiewende ist in den meisten Regionen im Gange, vor allem im Stromsektor. Diese Studie zeigt die technische Machbarkeit und wirtschaftliche Tragfähigkeit von 100 % erneuerbaren Energiesystemen auf, einschließlich der Sektoren Strom, Wärme, Transport und Entsalzung. Es wird ein technologiebasierter, sektorübergreifender, multiregionaler und kostenoptimaler globaler Energiewendepfad für 145 regionale Energiesysteme vorgestellt, die in neun Hauptregionen der Welt unterteilt sind. Dieses mit dem 1,5 °C-Ziel kompatible Szenario mit schneller direkter und indirekter Elektrifizierung über Power-to-X-Prozesse und massiver Defossilisierung weist erhebliche Vorteile auf: 50 % Energieeinsparung, universeller Zugang zu Frischwasser und kostengünstige Energieversorgung. Es bietet auch einen Energiewendepfad, der vom derzeitigen fossil basierten System zu einer bezahlbaren, effizienten, nachhaltigen und sicheren Energiezukunft für die Welt führen könnte.
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Stichwörter, 100% erneuerbare Energie, Energiewende, Sektorenkopplung
Dekarbonisierung, Optimierung des Energiesystems, Stromsektor, Wärmesektor
Verkehrssektor,
1. Einleitung
Der Bericht zu den Nachhaltigen Entwicklungszielen (SDGs) [1] weist auf die Risiken hin, die durch die Auswirkungen des Klimawandels entstehen und die jahrzehntelangen Fortschritte bei Ungleichheit, Ernährungssicherheit und anderen SDGs untergraben und umkehren. In diesem Zusammenhang ist eine Transformation des globalen Energiesystems von höchster Relevanz, da die Energienutzung für den Großteil der globalen Treibhausgasemissionen (THG) verantwortlich ist [2]. Der Übergang zu einem höheren Anteil an erneuerbaren Energien (EE) wird das Erreichen eines universellen Zugangs zu sauberer und erschwinglicher Energie, die Reduzierung der THG-Emissionen und die Verringerung der Wasserknappheit durch den Wegfall des Süßwasserverbrauchs in thermischen Kraftwerken vereinfachen [3]. Dieser Übergang hat bereits begonnen, wobei erneuerbare Energien bis Ende 2019 mehr als 27 % der globalen Stromerzeugung liefern werden [4], darunter etwa 11 %, die durch neue erneuerbare Energietechnologien, hauptsächlich Windturbinen und Solar-Photovoltaik (PV), erzeugt werden. Angetrieben durch Kostensenkungen ist Strom aus erneuerbaren Energien zunehmend wettbewerbsfähig mit konventionellen thermischen Kraftwerken: In einigen Regionen sind die Kosten für EE niedriger als die Betriebskosten bestehender fossiler und nuklearer Kraftwerke [5], und Solar-PV hat sich als die kostengünstigste Stromerzeugungsquelle in der Geschichte der Menschheit herausgestellt [6]. Ein ähnlicher Trend ist im Wärmesektor zu beobachten: Etwa 10,1 % der 2019 weltweit verbrauchten Wärme wurde aus nachhaltigen Quellen erzeugt, einschließlich erneuerbarem Strom [4]. Der Verkehrssektor hinkt bei der Einführung nachhaltiger Lösungen immer noch hinterher: Trotz der rasanten Entwicklung von Elektrifizierung, Hybriden und synthetischen Kraftstoffen tragen Öl und Erdölprodukte den größten Teil des Energiebedarfs bei.
Viele globale Energieszenarien haben versucht, die zukünftige Transformation der Energiesysteme auf der Grundlage einer Vielzahl von Annahmen, Methoden und Zielen aus nationaler und globaler Perspektive zu projizieren [7].
Die meisten Studien zur globalen Energiewende präsentieren Pfade, die auch im Jahr 2050 zu CO2-Emissionen führen, die nicht mit den Zielen des Pariser Abkommens vereinbar sind (wie bei den meisten globalen IEA-Szenarien mit Ausnahme des NZE2050 im aktuellen WEO 2020 [6]) und von der Rolle von Technologien mit fragwürdiger Nachhaltigkeit (fossile CCS und Kernkraft) abhängen, wie im Global Energy Assessment des International Institute for System Analysis (IIASA) [8], während spätere Studien wie Grubler et al. [9] einen Rückgang der Endenergienachfrage bis 2050 in Betracht ziehen, trotz steigender Bevölkerung, Einkommen und Aktivität. Das Centre for Alternative Technology [10] skizziert Szenarien auf globaler, regionaler, nationaler und subnationaler Ebene, die zeigen, wie die Ziele des Pariser Abkommens realisiert werden könnten. Die meisten Studien zeigen Wege zum Ausstieg aus nicht-nachhaltigen Technologien auf und integrieren gleichzeitig nachhaltige erneuerbare Energieoptionen, um den steigenden Energiebedarf der zukünftigen globalen Gesellschaft zu decken. Mehrere Studien auf globaler Ebene mit unterschiedlichen Modellen und Annahmen zeigen, dass ein solcher Übergang bis 2050 erreicht werden kann: Pursiheimo et al. [11] mit dem TIMES-VTT-Modell, Löffler et al. [12] mit GENeSYS-MOD, Jacobson et al. [13] und Teske [14] haben unterschiedliche regionale Strukturen, Technologieportfolios, technische und finanzielle Annahmen, aber alle beweisen, dass ein auf erneuerbaren Energien basierendes System im Vergleich zum konventionellen System höchst wettbewerbsfähig ist. Jacobson et al. [15] und Teske et al. [14] zeigen außerdem, dass sich die Vorteile eines auf erneuerbaren Energien basierenden Systems nicht auf einen radikalen Rückgang der THG-Emissionen und niedrige Energiesystemkosten beschränken, sondern auch zu niedrigeren sozialen Kosten und zusätzlichen Arbeitsplätzen führen. Einschränkungen in verschiedenen Methoden globaler Energieszenarien führen jedoch dazu, dass einige von ihnen die Rolle von Speichertechnologien in zukünftigen Energiesystemen [7] und die Auswirkungen von sektorenkoppelnden Power-to-X-Technologien, nämlich Power-to-Heat und synthetische Kraftstoffproduktion, nicht berücksichtigen. Hansen et al. [16] geben einen Überblick über Studien zu 100 % erneuerbaren Energiesystemen und betonen die Bedeutung von Multisektoranalysen, stündlicher zeitlicher Auflösung, Sektorkopplung und Power-to-X-Technologien. Um volle Nachhaltigkeit zu erreichen, sollte der Einsatz von Biokraftstoffen auf unvermeidbare Reststoffe beschränkt werden und synthetische Kraftstoffe müssen eine größere Rolle spielen, damit die Kraftstoffproduktion nicht mit dem Nahrungsmittelanbau konkurriert. Das aufkommende Problem der Wasserknappheit muss berücksichtigt werden, wenn man den zusätzlichen Energiebedarf für Wasserentsalzung, -aufbereitung und -transport in Betracht zieht, um den universellen Zugang zu sauberem Wasser für den privaten, landwirtschaftlichen und industriellen Gebrauch zu ermöglichen [17].
Während das globale Energiesystem und die Faktoren, die es beeinflussen, weitaus komplexer sind als das, was jedes Szenario oder jede Erzählung erfassen kann, präsentiert diese Forschung einen möglichen kostengetriebenen Übergang des Energiesystems von der gegenwärtigen Struktur (2015) hin zu einem vollständig nachhaltigen, zu 100 % erneuerbaren System im Jahr 2050, in hoher regionaler und stündlicher zeitlicher Auflösung über die Sektoren Strom, Wärme, Transport und Meerwasserentsalzung. Dieses Szenario stellt einen möglichen globalen Pfad für die Defossilisierung des gegenwärtigen Energiesystems dar, um die Anforderungen des 1,5 °C-Szenarios des IPCC auf kostengünstige Weise zu erfüllen.
2. Methoden
Das LUT-Energiesystem-Übergangsmodell, das ursprünglich für den Stromsektor [18] angewandt wurde, wird weiter ausgebaut, um alle relevanten Energiedaten über Strom, Wärme, Transport und Entsalzung in 145 Subregionen der Welt zusammenzufassen. Dieser neuartige Ansatz ermöglicht eine dezentralere, kostengesteuerte Optimierung der Energiewende in 145 Subregionen der Welt, die ihren Energiebedarf durch die in den entsprechenden Subregionen verfügbaren Ressourcen decken können. Schließlich führt eine Nachbearbeitung der Ergebnisse, die Analysen und Visualisierungen aus den 145 Subregionen beinhaltet, zu kompilierten Ergebnissen für neun Hauptregionen, Europa, Eurasien, Naher Osten-Nordafrika (MENA), Afrika südlich der Sahara (SSA), Südasien (SAARC), Nordostasien, Südostasien, Nordamerika und Südamerika, die weiter zu globalen Ergebnissen aggregiert werden. Die hohen zeitlichen und räumlichen Auflösungen ermöglichen es, einen Cooper-Plate-Effekt zu vermeiden, indem die Auswirkungen der VRE-Integration detaillierter bewertet werden und die Rolle von Speichern, Flexibilitätsoptionen und regionalen Netzverbindungen beim Ausgleich von Energiesystemen mit hohen Anteilen von EE beurteilt wird.
2.1. Modellbeschreibung
Die Modellierung der Energiewende wurde mit dem LUT Energy System Transition Modell [18] durchgeführt, das ein Energiesystem unter bestimmten Randbedingungen für einen umfassenden Satz von Energie-, Erzeugungs-, Speicher- und Transformationstechnologien optimiert. Im Gegensatz zu den meisten anderen Modellen, die für globale Energiesystemstudien verwendet werden und normalerweise den Ansatz von Zeitscheiben verwenden (MESSAGE, MARKAL, TIMES, GENeSYS-MOD), optimiert das LUT-Modell das Energiesystem in voller stündlicher Auflösung.
Dies ermöglicht eine detailliertere Betrachtung der Variabilitätseffekte von EE auf Energiesysteme, wodurch das Gleichgewicht von Energiebedarf und -angebot für alle Stunden des Jahres sichergestellt wird. Das Modell verwendet eine myopische Vorausschau. In dieser Studie wird die Simulation für Fünf-Jahres-Intervalle von 2015 bis 2050 angewandt, die den gekoppelten Strom- und Wärmesektor, den Transportsektor und den Energiebedarf für die Entsalzung umfassen. Ein Multi-Knoten-Ansatz ermöglicht die Beschreibung jeder gewünschten Konfiguration von Teilregionen und Stromübertragungsverbindungen. Die Hauptbeschränkung für die Optimierung ist die Übereinstimmung von Energieangebot und -nachfrage für jede Stunde des angewandten Jahres und das Optimierungsziel ist das Minimum der jährlichen Gesamtkosten des Systems. Die Energieversorgung wird für Elektrizität, Wärme auf drei Temperaturniveaus und Transportbrennstoffe modelliert: Wasserstoff (gasförmig, flüssig), Methan (gasförmig, flüssig) und flüssige Kohlenwasserstoffe, bestehend aus Benzin, Diesel, Schiffstreibstoff und Düsentreibstoff. Die volle stündliche Auflösung des Modells erhöht die Berechnungszeit erheblich. Sie garantiert jedoch, dass für jede Stunde des Jahres das Gesamtangebot innerhalb einer Teilregion den lokalen Bedarf deckt und ermöglicht eine genauere Systembeschreibung einschließlich der Synergieeffekte der verschiedenen Systemkomponenten. Das Modell basiert auf einer linearen Optimierung und wird auf einer stündlichen Auflösung für ein ganzes Jahr in zwei Stufen durchgeführt. Zunächst wird eine Prosumer-Simulation auf Basis der jährlichen Energiekosten in Abhängigkeit von der Eigenerzeugung und den lokalen Endkundenenergiepreisen durchgeführt, um die kostengünstigsten Energieoptionen für Prosumer in den Teilregionen zu ermitteln. Der nächste Schritt beinhaltet eine Gesamtenergiesystem-Simulation über die verschiedenen Sektoren hinweg, um kostenoptimale Energiemixe von 2015 bis 2050 für die entsprechenden Teilregionen abzuleiten. Das Modell gewährleistet eine hohe Berechnungsgenauigkeit und zuverlässige Ergebnisse. Die Kosten des Gesamtsystems werden als Summe der annualisierten Kapitalausgaben einschließlich der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten, der Betriebsausgaben (einschließlich der Rampenkosten), der Brennstoffkosten und der Kosten für THG-Emissionen für alle verfügbaren Technologien berechnet. Die detaillierte Beschreibung des LUT Energy System Transition Modells ist im Supplementary Material im Anhang A (Abschnitt 1. Modellbeschreibung) zu finden. Prina et al. [19] verglichen Modelle für stark erneuerbare Energiesysteme in den Hauptkategorien: Auflösung in der Zeit, im Raum, im techno-ökonomischen Detail, in der Sektorkopplung und für die Transparenz. Unter allen langfristigen Energiewende-Modellen erhielt das LUT-Modell die höchste Punktzahl, was die Wirksamkeit dieser Ergebnisse weiter untermauert.
2.2. Angewandte Technologien
Um den Übergang der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr hin zu einer EE-basierten Energieversorgung zu beschreiben, wurde in der Modellierung eine breite Liste von Technologien berücksichtigt, die insgesamt in sechs Hauptkategorien eingeteilt werden können.
–
Elektrizitätserzeugung: EE, fossile und nukleare Technologien;-
Wärmeerzeugung: RE und fossile Technologien; – Wärmeerzeugung: RE und fossile Technologien;-
Transport: Straße, Schiene, Marine und Luftfahrt;-
Energiespeicherung: Strom, Wärme und Kraftstoffe;-
Kopplungstechnologien im Energiesektor;-
Technologien zur Übertragung von Elektrizität.
Auf fossilen Brennstoffen basierende Stromerzeugungstechnologien umfassen Kondensationskohlekraftwerke, ölbasierte Verbrennungsmotoren (ICE), Open-Cycle- (OCGT) und Gas- und Dampfturbinen (CCGT), auf Kernspaltung basierende Kernkraftwerke sowie kohle-, gas- und ölbasierte Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK). Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien umfasst Solar-PV-Technologien (optimal aufgeständerte, einachsig Nord-Süd-nachgeführte und Aufdach-PV für die Segmente Wohnen, Gewerbe und Industrie), Windturbinen (Onshore, Offshore), Wasserkraft (Lauf- und Speicherkraftwerke), Geothermie und Bioenergie (feste Biomassekraftwerke und KWK, Biogas- und Abfallverbrennungs-KWK).
Heiztechnologien werden in Fernwärme- oder Nutzwärme-Technologien unterteilt, einschließlich fossiler Brennstoffkessel (Kohle-, Gas- und Ölkessel), direkter elektrischer Heizung und Nutzwärmepumpen, Parabolfelder für konzentrierende Solarthermie (CSP), geothermische und feste Biomasse-Fernwärmeanlagen. Zu den einzelnen Heiztechnologien gehören kleine Heizkessel für fossile Brennstoffe (Gas und Öl), direkte elektrische Heizungen und Wärmepumpen, feste Biomasse und Biogas-Heizkessel.
Der Transportsektor wird in vier Kategorien unterteilt: Straße, Schiene, Schifffahrt und Luftfahrt. Der Personenverkehr auf der Straße wird in leichte Nutzfahrzeuge (LDV), Busse und 2-3 Radfahrzeuge (2/3W) unterteilt. Der Straßengüterverkehr wird in mittelschwere Fahrzeuge (MDV) und schwere Fahrzeuge (HDV) unterteilt. Für alle Straßenverkehrsfahrzeuge berücksichtigt das Modell vier Antriebsarten: konventionelle Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor (ICE), Plug-in-Hybrid-Elektrofahrzeuge (PHEV), batterieelektrische Fahrzeuge (BEV) und wasserstoffbasierte Brennstoffzellenfahrzeuge (FCEV).
Der Personen- und Güterverkehr auf der Schiene setzt sich aus elektromotorisch angetriebenen und ICE-Zügen zusammen. Der Personen- und Güterverkehr auf See wird durch Schiffe mit Elektromotor, Flüssiggas (LNG) und ICE-Antrieb mit flüssigen Kraftstoffen repräsentiert. Der Personen- und Güterverkehr in der Luftfahrt besteht aus elektrisch, mit Wasserstoff und mit flüssigen Kraftstoffen betriebenen Flugzeugen.
Speichertechnologien können in drei Hauptkategorien unterteilt werden. Kurzzeitspeicher: Batterie und Pumpspeicherkraftwerke (PHES). Mittelfristige Speichertechnologien sind adiabatische Druckluftenergiespeicher (A-CAES), thermische Hoch- und Mitteltemperatur-Energiespeichertechnologien (TES). Langfristige Gasspeicherung einschließlich Power-to-Gas (PtG)-Technologie.
Technologien zur Sektorkopplung umfassen Technologien zur Brennstoffsynthese: Elektrolyseure und weitere Technologien zur H2-to-X-Synthese; Power-to-Heat (direkte elektrische Heizungen, Wärmepumpen im Fern- und Einzelmaßstab) und Heat-to-Power (Dampfturbinen); und andere: Meerwasserentsalzung, Wasserspeicherung und Pumpentechnologien. Diese Technologien ermöglichen es, Energie oder Produkte aus einem Sektor in wertvolle Dienstleistungen oder Energie für einen anderen Sektor umzuwandeln, was die Gesamteffizienz des Systems erhöht und zusätzliche Flexibilität für das System bietet.
Zu den Stromübertragungstechnologien gehören Hochspannungs-Wechselstrom- (HGÜ) und Gleichstromleitungen (HGÜ) sowie AC/DC-Wandler, die es ermöglichen, die Wechselstromnetze der Regionen innerhalb der Länder miteinander zu verbinden, wobei die Stromnetze der Länder nicht miteinander verbunden sind. Die Struktur der regionalen Wechselstromnetze der Regionen wird nicht modelliert, aber die Entwicklungstrends der regionalen Netze werden in den Gesamtverlusten der Stromübertragung und -verteilung berücksichtigt [20].
2.3. Finanzielle und technische Annahmen
Die finanziellen und technischen Annahmen werden größtenteils von der Europäischen Kommission [21] übernommen, aber auch von verschiedenen anderen referenzierten Quellen [[22], [23], [24], [25], [26], [27], [28], [29], [30], [31], [32], [33], [34], [35], [36], [37], [38], [39], [40], [41], [42], [43], [44], [45], [46], [47], [48], [49], [50]]. Die finanziellen und technischen Annahmen für alle Strom- und Wärmeerzeugungskapazitäten, Speicher-, Übertragungs- und Sektorkopplungstechnologien und Brennstoffe mit ihren jeweiligen Referenzen sind in Anhang A (Tabellen A1-A4) dargestellt. Die Annahmen werden in 5-Jahres-Zeitschritten für die Jahre 2015-2050 getroffen. Für alle Szenarien werden die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) auf 7 % gesetzt, aber für private PV-Prosumer wird der WACC aufgrund der geringeren Erwartung finanzieller Erträge auf 4 % gesetzt. Die Anwendung regionalspezifischer WACC-Niveaus würde zu genaueren Ergebnissen führen, jedoch gibt es nur begrenzte Forschung in Bezug auf die Entwicklung von WACC auf lange Sicht, die länderspezifische Variationen erfasst [51]. Die Strompreise für private, gewerbliche und industrielle Verbraucher wurden für jede Region nach Gerlach et al. [52] abgeleitet und nach Breyer et al. [53] auf das Jahr 2050 erweitert. Der von Prosumern erzeugte Überschussstrom wird in das nationale Netz eingespeist und zu einem Verrechnungspreis von 0,02 €/kWh angenommen. Das Modell stellt sicher, dass Prosumer ihren eigenen Strombedarf befriedigen, bevor sie Überschüsse ins Netz einspeisen.
2.4. Nachfrage und Ressourcenpotenzial für erneuerbare Technologien
Die Stromnachfrage basiert größtenteils auf Daten zum Wachstum des Stromverbrauchs von der IEA [45] und lokalen Quellen, wie in Bogdanov et al. [18] beschrieben, und Projektionen für Übertragungs- und Verteilungsnetzverluste wurden von Sadovskaia et al. [20] übernommen. Der Wärmebedarf basiert auf einem Bericht von Barbosa [54]. Der Bedarf an Entsalzungsanlagen wurde von Caldera und Breyer [55] übernommen. Der Transportbedarf ist aus Khalili et al. [56] entnommen. Die Annahmen für den Strom-, Wärme-, Transport- und Entsalzungsbedarf für jeden Schritt des Übergangs sind in Anhang A (Tabelle A5) aufgeführt.
Die Kapazitätsfaktorprofile für optimal fixierte, geneigte PV, CSP und Windenergie werden nach Bogdanov et al. [57] unter Verwendung globaler Wetterdaten für das Jahr 2005 von der NASA [58,59] berechnet und vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt [60] reproduziert, einachsig nachgeführte PV-Kapazitätsfaktorprofile werden nach Afanasyeva et al. berechnet [61]. Die Wasserkraft-Einspeiseprofile werden auf Basis der monatlich aufgelösten Flussabflussdaten für das Jahr 2005 [62] als normalisierter, gewogener Durchschnittsabfluss an Standorten bestehender Wasserkraftwerke berechnet.
Die Potenziale für nachhaltige Biomasse- und Abfallressourcen basieren auf Bunzel et al. [63] und werden in drei Hauptkategorien eingeteilt: feste Abfälle (nicht verwertbare Siedlungsabfälle und Altholz), feste land- und forstwirtschaftliche Reststoffe und Biogaseinsatzstoffe (kommunale Bioabfälle, Gülle, Klärschlamm). Die Annahmen berücksichtigen hohe Recyclingraten für Plastik, Pappe und Papier, was den Einsatz von Rohstoffen für Müllverbrennungsanlagen begrenzt, und hohe Sammelraten von Biogas-Einsatzstoffen, was den wertvollen Biogas-Zufluss erhöht und den Austritt von Deponiegasen als Emissionen begrenzt.
Die Kosten für Biomasse werden anhand von Daten der IEA [64] und Daten des Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) [65] berechnet. Es wird angenommen, dass die Gate Fee im Jahr 2015 im Bereich von 50-100 €/Tonne liegt und bis 2050 in allen Regionen auf 100 €/Tonne ansteigt. Die regionsspezifischen festen land- und forstwirtschaftlichen Reststoffe, Biogas und feste Abfälle sowie die entsprechenden Kostenannahmen sind in Anhang A (Tabelle A6) dargestellt.
Das geothermische Energiepotenzial wurde nach der in Aghahosseini et al. [66] beschriebenen Methode berechnet. Das A-CAES-Speicherpotenzial basiert auf einer globalen A-CAES-Ressourcenbewertung [67].
3. Ergebnisse und Diskussion
3.1. Szenario mit hoher Elektrifizierung
Die Entwicklung des Energiesektors, der sich aus den Sektoren Strom, Wärme, Verkehr und Entsalzung zusammensetzt, ist durch einen dynamisch wachsenden Strombedarf gekennzeichnet, der durch die Elektrifizierung des Energiesystems und das kontinuierliche Wachstum der Endenergienachfrage in den Entwicklungs- und Schwellenländern getrieben wird. Die globale durchschnittliche jährliche Wachstumsrate (CAGR) des Endenergiebedarfs liegt bei etwa 1 %, wobei die Wachstumsraten in den Entwicklungsländern wesentlich höher sind.
Die Annahmen für den Antriebsstrang erfassen den Übergang von einem auf fossilen Brennstoffen basierenden Verkehrssektor zu einem Sektor mit einem hohen Maß an direkter Elektrifizierung und der Einführung synthetischer Kraftstoffe, basierend auf indirekter Elektrifizierung [56]. Andere Sektoren stehen ebenfalls vor einer umfassenden Elektrifizierung aufgrund der insgesamt sinkenden Kosten für Strom sowie strombasierte Heiz- und Entsalzungstechnologien. Im Rahmen dieses Szenarios mit hohem Elektrifizierungsgrad wird erwartet, dass Elektrizität bis 2050 zum dominierenden Energieträger mit einem TPED-Anteil von ca. 89 % wird, während die Nutzung fossiler Brennstoffe auf Null sinkt, was auf eine grundlegende Veränderung des weltweiten Energieverbrauchs hindeutet. Die direkte und indirekte Elektrifizierung zusammen mit dem Wachstum des Anteils der erneuerbaren Stromerzeugung im Stromsektor führt zu einer erheblichen Steigerung der Gesamtenergieeffizienz. Diese defossilisierungs- und elektrifizierungsbedingten Effizienzgewinne führen zu einer Entkopplung der Wachstumsraten von End- und Primärenergie während des Übergangsprozesses, wie in Abb. 1 dargestellt. Trotz des Wachstums der Energiedienstleistungen und des Endenergiebedarfs sinkt der Gesamtprimärenergiebedarf (TPED) von ca. 125.000 TWh im Jahr 2015 für die genannten Energiesektoren bis 2035 auf ca. 105.000 TWh und steigt bis 2050 auf 150.000 TWh, was eine CAGR von 0,5 % ergibt. Im Vergleich dazu würde ein Fortschreiten der derzeitigen Praktiken mit geringen Anteilen an Elektrifizierung und einem hauptsächlich auf fossilen Brennstoffen basierenden Energiesystem zu einem TPED von fast 300.000 TWh bis 2050 führen, was eine CAGR von 2,5 % impliziert. Diese Auswirkung auf das Energiesystem ist eines der grundlegendsten Ergebnisse dieser Untersuchung, da sie zu Effizienzeinsparungen von fast 150.000 TWh (ca. 49 %) im Vergleich zur Fortführung der derzeitigen Praktiken mit geringen Elektrifizierungsanteilen führt, während die Energiedienstleistungen stetig ausgebaut werden können. Darüber hinaus ist dies in den verschiedenen Regionen der Welt sehr unterschiedlich: Regionen mit einem bereits hohen Anteil an erneuerbaren Energien an der Elektrifizierung gewinnen weniger, z. B. Norwegen [68], während Regionen mit weniger effizienten Energiesystemen am meisten gewinnen, z. B. das ölreiche Libyen und Saudi-Arabien. Das solarreiche Afrika, das den Großteil seiner Energieinfrastruktur erst noch entwickeln muss, kann den Sprung in ein hoch elektrifiziertes Energiesystem der Zukunft schaffen [69] (siehe Abb. 1). Die TPED wird auf Basis der PECM-Methode (Physical Energy Content Method) der IEA berechnet, während andere Methoden zu unterschiedlichen TPEDs führen, d. h. die Partial Substitution Method (PSM) würde zu einer höheren TPED führen, während die Direct Equivalent Method zu einer niedrigeren TPED führen würde [70]. Die PECM definiert Primärenergie als die physikalisch gewonnene Energie bei der ersten Entnahme aus der Natur und setzt alle Energieträger und Technologien auf dieser fundamentalen Ausgangsbasis des menschlichen Handelns gerecht gleich.
Abb. 1
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Abb. 1. Globaler Primärenergiebedarf nach Sektoren (links) einschließlich der Effizienzgewinne beim Primärenergiebedarf, wie durch gestrichelte Linien für fehlende Effizienzsteigerungen angezeigt, und Primärenergiebedarf pro Kopf (rechts) während der Energiewende von 2015 bis 2050.
Trotz des prognostizierten Anstiegs des Pro-Kopf-Verbrauchs von Energiedienstleistungen sinkt der durchschnittliche Pro-Kopf-Primärenergiebedarf von etwa 17 MWh/Kopf im Jahr 2015 auf etwa 15 MWh/Kopf im Jahr 2050. Nur das prognostizierte Bevölkerungswachstum von 7,2 auf 9,7 Milliarden bis 2050 [71] führt zu einem absoluten TPED-Wachstum.
Eine weitere Kennzahl für die Effizienz von erneuerbaren Energiesystemen ist die Drosselung der Stromerzeugung. Trotz der Variabilität der Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien ist die Abregelung im System mit etwa 3,5 % der gesamten Stromerzeugung im Jahr 2050 recht gering.
Diese geringe Einschränkung resultiert aus der Kombination von Flexibilitätsoptionen, hauptsächlich Batteriespeicher, die die tageszeitliche PV-Erzeugung ausgleichen, und flexiblem Lastmanagement aus der synthetischen Brennstofferzeugung, insbesondere Elektrolyseuren.
3.2. Evolutionäre Übergangssprünge
Zur Unterstützung der Energiewende vollzieht sich bei der globalen Stromerzeugung ein rascher Evolutionssprung von überwiegend fossilen Brennstoffen im Jahr 2015 hin zu 98 % erneuerbaren Energien im Jahr 2040 und zu einer vollständigen Nullemission von Treibhausgasen im Jahr 2050. Die treibende Kraft sind die Kosten der Stromerzeugungstechnologien, wobei sich die Solar-PV in einer kostenoptimalen Energiewende als wichtigste Stromversorgungsquelle herauskristallisiert und von nur 1 % im Jahr 2015 auf rund 32 % im Jahr 2030 und weiter auf 76 % im Jahr 2050 ansteigt (siehe Abb. 2). Dieses exponentielle Wachstum der PV-Stromversorgung ist auch auf die hervorragende Verteilung der Ressourcen über die Welt zurückzuführen. Windenergie ist die wichtigste Quelle für erneuerbare Energien in der Anfangsphase der Energiewende, wobei ihr Anteil an der Stromversorgung bis 2030 auf 42 % ansteigt. Danach sinkt der Anteil der Windenergie mit der zunehmenden Kosteneffizienz der Photovoltaik bis 2050 kontinuierlich auf etwa 20 %, während er in absoluten Zahlen bis 2045 weiter wächst. Wasserkraft, Geothermie und Bioenergie haben bis 2050 einen gewissen Anteil am globalen Strommix, wobei sie aufgrund der begrenzten Verfügbarkeit von Ressourcen während des Übergangs eine ergänzende Rolle spielen. In einigen Regionen der Welt tragen sie jedoch erheblich zur Energieversorgung bei und haben einen großen Anteil an der Energieversorgung während des Übergangs. Der Wert von Wasserkraft aus Stauseen und Bioenergie ist aufgrund ihrer Dispatchability hoch. Auf der anderen Seite wird beobachtet, dass die Anteile fossiler Brennstoffe und der Kernenergie am Stromerzeugungsmix während der Übergangszeit vollständig zurückgehen, da sie im Vergleich zu den erneuerbaren Energien unwirtschaftlich werden (siehe Abb. 2). Das gesamte Stromangebot steigt von knapp 24 PWh im Jahr 2015 auf 137 PWh im Jahr 2050. Haupttreiber ist das schnelle Wachstum der Stromnachfrage aus den elektrifizierten Sektoren Wärme, Verkehr und Entsalzung, während die Stromnachfrage aus dem Stromsektor (ohne Wärme, Verkehr und Entsalzung) bis 2050 auf nur etwa 41 TWh ansteigt. Darüber hinaus sinkt der Anteil des Stroms für den Stromsektor von über 83 % im Jahr 2015 auf nur noch etwa 30 % im Jahr 2050, was den deutlichen Anstieg der Stromnachfrage aus den anderen Sektoren verdeutlicht. Die Wachstumsrate des Stromangebots ist in den Entwicklungsregionen sogar noch höher, wo die Elektrifizierung durch das Gesamtwachstum des Energieverbrauchs pro Kopf vorangetrieben wird, wobei versucht wird, die Lücke beim Energiezugang zwischen Industrie- und Entwicklungsländern zu schließen.
Abb. 2
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Abb. 2. Globale – technologieabhängige Stromerzeugung (links) und technologieabhängige Wärmeerzeugung (rechts) während der Energiewende von 2015 bis 2050.
In ähnlicher Weise geht die globale Wärmeerzeugung von einem hohen Anteil an Wärme auf Basis fossiler Brennstoffe im Jahr 2015 zu Wärme auf Basis elektrischer und erneuerbarer Energien im Jahr 2050 über. Wärmepumpen und elektrische Heizungen im Allgemeinen spielen eine bedeutende Rolle im Wärmesektor mit einem Anteil von über 40 % an der Wärmeerzeugung bis 2050 auf den Ebenen Fernwärme (DH) und individuelle Heizung (IH), wie in Abb. 2 dargestellt. Zusätzlich tragen einige Anteile von nicht-fossilen gas- und biomassebasierten Heizungen zur Deckung des industriellen Prozesswärmebedarfs bei. Die Anteile der kohlebasierten Wärme sowie der fossilen Öl- und Gasheizungen sinken im Laufe des Übergangs von mehr als 75 % im Jahr 2015 auf Null im Jahr 2050.
Die Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektors sowie der zusätzliche Strombedarf für die Entsalzung haben einen starken Einfluss auf die Defossilisierung des Strom- und Wärmesektors. Die direkte Elektrifizierung des Verkehrssektors führt zu einem zusätzlichen Strombedarf von 13.000 TWhel im Jahr 2050 im Vergleich zu 477 TWhel im Jahr 2015, während die indirekte Elektrifizierung zu einem weiteren zusätzlichen Strombedarf von 39.000 TWhel führt, um synthetische Kraftstoffe im Jahr 2050 zu erzeugen: Wasserstoff, Methan, LH2, LNG und Fischer-Tropsch (FT)-Kraftstoffe. Der prognostizierte Bedarf an Wasserentsalzung wird in den meisten wasserarmen Regionen im Jahr 2050 1100 bm3 erreichen, was zu einem zusätzlichen Strombedarf von 5900 TWhel für den Betrieb von Meerwasser-Umkehrosmoseanlagen und Wassertransportsystemen führen wird. Das rasche Wachstum der Stromnachfrage während des Übergangs erhöht die Nachfrage nach neuen Stromerzeugungskapazitäten und führt folglich zu sinkenden Anteilen von Strom aus fossilen Brennstoffen im Erzeugungsmix. Ohne ein hohes Maß an Sektorkopplung und zusätzlichen Strombedarf aus Wärme, Verkehr und Entsalzung würde die Stromerzeugung im Jahr 2050 bei ca. 40.000 TWh liegen und fossile Erzeugungskapazitäten würden während des Übergangs eine bedeutendere Rolle spielen.
3.3. Kritische Rolle der Solar-PV – Utility-Scale und Prosumers
Es wird erwartet, dass sich die Solar-PV zur wichtigsten Energieversorgungstechnologie entwickeln wird, ähnlich der Schlussfolgerung von Creutzig et al. [72]. Der größte Anteil von Solar-PV am gesamten Erzeugungsmix wird vor allem im Sonnengürtel und in entwickelten Ländern erreicht. In den Ländern des Sonnengürtels machen perfekte solare Bedingungen die großflächige Solar-PV konkurrenzlos, während in den entwickelten Ländern PV-Prosumer aufgrund hoher Stromverkaufspreise und entsprechend attraktiver Wirtschaftlichkeit einen bedeutenden Anteil am Kapazitätsmix ausmachen. Dies lässt sich an dem krassen Unterschied in den Anteilen von PV-Prosumer-Strom in den meisten europäischen Ländern mit hohen Anteilen erkennen. In Russland und den angrenzenden Ländern, die derzeit niedrige (stark subventionierte) Endkundenstrompreise haben, ist der Anteil von PV-Prosumer-Strom dagegen deutlich geringer (siehe Abb. 3).
Abb. 3
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Abb. 3. Regionale Variation des Anteils der Stromerzeugung aus großflächiger Solar-PV (links) und PV-Prosumern (rechts) auf globaler Ebene im Jahr 2050.
3.4. Lokale ressourcengesteuerte Energiesysteme
Die regionale Struktur der Strom- und Wärmeversorgung ist stark von der lokalen Ressourcenverfügbarkeit und deren Übereinstimmung mit den Energieverbrauchsprofilen abhängig. Die Solar-PV-Kapazitäten sind gut über die verschiedenen Regionen der Welt verteilt und erreichen eine installierte Gesamtkapazität von 63.380 GW im Jahr 2050. Während die Windenergiekapazitäten im Jahr 2050 eine installierte Gesamtkapazität von 8130 GW erreichen und überwiegend in Breitengraden von 45⁰ N und höher liegen, die einen starken Effekt der Saisonalität des Energieverbrauchs und der erneuerbaren Stromerzeugung aufweisen, d. h. Teile Nordamerikas, Europas und Eurasiens haben höhere Windenergiekapazitäten (siehe Abb. 4).
Abb. 4
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Abb. 4. Regionale Verteilung von Stromerzeugungskapazitäten (oben links), Stromerzeugung (oben rechts), Stromspeicherkapazitäten (Mitte links), Stromspeicherleistung (Mitte rechts), Wärmespeicherkapazitäten (unten links) und Wärmespeicherleistung (unten rechts) im Jahr 2050.
In einem System, das massiv von variablen erneuerbaren Energiequellen wie PV- und Windstrom abhängig ist, spielt die Speicherung eine entscheidende Rolle bei der Abstimmung von Angebot und Nachfrage. Utility-Scale- und Prosumer-Batterien tragen einen Großteil der Stromspeicherkapazitäten bei, mit einigen Anteilen von Pumpspeichern (PHES) und Druckluftspeichern (A-CAES) bis 2050, wie in Abb. 4 dargestellt. Batterien, sowohl Prosumer als auch Utility-Scale, liefern bis 2050 die größten Anteile der Leistung, wie in Abb. 4 dargestellt. Der Anteil der Leistung von Prosumer-Batterien ist in den am weitesten entwickelten Regionen mit hohen PV-Prosumer-Kapazitäten, insbesondere in Europa und Nordamerika, relativ höher, während Utility-Scale-Batterien in den südlichen Regionen von MENA, SAARC und Nordostasien höhere Leistungen liefern. PHES und A-CAES tragen in den verschiedenen Regionen der Welt komplementäre Anteile an der Stromspeicherleistung durch den Übergang bei. Was die Wärme betrifft, so werden Gasspeicher in allen Regionen in erster Linie als Pufferspeicher für die Produktion von Biomethan und synthetischem Erdgas sowie als saisonale Speicher installiert. Auf globaler Ebene tragen Biomethan und synthetisches Erdgas 0,29 % bzw. 0,14 % zur Gesamtstromversorgung bei, während Wasserstoff in dieser Untersuchung nicht als saisonaler Speicher für Strom betrachtet wird. Ihre Rolle ist jedoch in Regionen mit hohen Breitengraden, in denen eine langfristige Speicherung für den saisonalen Ausgleich erforderlich ist, bedeutender. Ein gut ausbalanciertes und optimiertes 100%iges erneuerbares Energiesystem benötigt nicht viel saisonalen Ausgleich in Form von gespeicherten gasförmigen Verbindungen. Hochtemperatur- und Fernwärme-Wärmespeicher (TES) tragen reichlich zur Leistung bei, da sie zum Ausgleich kurz- bis mittelfristiger Wärmebedarfsschwankungen eingesetzt werden.
3.5. Kostenoptimaler Energiewendepfad
Erneuerbare Energieerzeugung zusammen mit Strom- und Wärmespeichertechnologien entwickeln sich in der ersten Hälfte des 21. Jahrhunderts zu den Grundpfeilern des globalen Energieversorgungssystems und verändern das System, während die nivellierten Energiekosten während des Übergangs stabil bleiben. Die nivellierten Energiekosten sind definiert als die annualisierten Kosten des Energiesystems pro Einheit des Endenergiebedarfs. Die für diesen Übergang erforderlichen Investitionen sind in Abb. 5 dargestellt.
Abb. 5
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Abb. 5. Investitionsausgaben für Fünfjahresintervalle (links) und nivellierte Energiekosten (rechts) des gesamten Energiesystems während der Energiewende von 2015 bis 2050. Die nivellierten Energiekosten werden zunehmend von den Kapitalkosten dominiert, da die Brennstoffkosten in der Übergangsphase an Bedeutung verlieren, was für die Länder der Welt ein höheres Maß an Energiesicherheit bedeutet.
Die Investitionen, d. h. die Investitionsausgaben für installierte Kapazitäten von Energietechnologien, die in den 5-Jahres-Zeiträumen anfallen, sind gut auf eine Reihe von Technologien verteilt. Der Großteil der Investitionen entfällt auf den Stromsektor, der zum Rückgrat des gesamten Energiesystems wird: Photovoltaik, Windenergie und Batterien werden installiert, um die auf fossilen Brennstoffen basierende Erzeugung zu ersetzen und den wachsenden Strombedarf aller Energiesektoren zu decken. Die Kapazitäten für Wärmepumpen und Technologien zur Herstellung synthetischer Brennstoffe werden hauptsächlich in den späteren Phasen des Übergangs aufgebaut, wenn die direkte und indirekte Elektrifizierung des Wärme- und Transportsektors beschleunigt wird. Die Investitionen steigen auf jährlicher Basis von über 900 Mrd. € im Jahr 2020 auf etwa 2800 Mrd. € bis 2050 und ermöglichen die Substitution fossiler Brennstoffe durch EE-basierten Strom in allen Energiesektoren. Darüber hinaus belaufen sich die kumulierten Investitionsausgaben während der Energiewende auf etwa 67.200 Mrd. €, mit einem Großteil im späteren Teil ab 2040, wenn eine massive Defossilisierung des Verkehrssektors projiziert wird, insbesondere für die Schifffahrt und Luftfahrt. Die nivellierten Energiekosten bleiben jedoch während der gesamten Energiewende bei etwa 50-57 €/MWh, da die erhöhten Investitionsausgaben durch den Ausstieg aus den fossilen Brennstoffen langfristig gut kompensiert werden, wie in Abb. 5 dargestellt. Kurzfristig stellt dies jedoch eine Herausforderung für Entwicklungsländer dar, die erst vor kurzem in fossile Brennstoffe investiert haben und bald mit den sinkenden Kosten der erneuerbaren Energien konfrontiert werden. Innovative politische und fiskalische Mechanismen werden notwendig sein, um den Ausstieg aus der Nutzung fossiler Brennstoffe effektiv zu planen und gleichzeitig die Chancen zu nutzen, den Sprung in ein nachhaltiges Energiesystem zu schaffen. Eine Umschichtung der Subventionen für fossile Brennstoffe und zusätzliche finanzielle Unterstützung durch Entwicklungsinstitutionen könnten die Entwicklungs- und Schwellenländer zu einer schnellen Einführung nachhaltiger Energien bewegen. Die gesamten systemweiten nivellierten Energiekosten im Jahr 2050 sind etwas geringer als im Jahr 2015. Dies bestätigt, dass eine Energiewende hin zu 100 % erneuerbaren Energien ein wirtschaftlich attraktiver Vorschlag ist, da der Übergang im Energiesystem praktisch kostenneutral sein wird.
Auf regionaler Ebene bleiben die nivellierten Energiekosten für ein System mit 100 % erneuerbaren Energien in einem erschwinglichen Bereich von 40-80 €/MWh, wobei die globalen Durchschnittskosten in den verschiedenen Regionen der Welt im Jahr 2050 bei 53,8 €/MWh liegen, wie in Abb. 6 dargestellt. Darüber hinaus hat eine große Mehrheit der Regionen nivellierte Energiekosten im Bereich von 45-55 €/MWh.
Abb. 6
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Abb. 6. Regionale nivellierte Kosten für Energie (links) und Kosten für Fischer-Tropsch (FT)-Kraftstoffe (rechts) im Jahr 2050.
Fischer-Tropsch-Kraftstoffe, Wasserstoff und Flüssiggase (Methan und Wasserstoff) sind praktikable Alternativen zu fossilen Kraftstoffen und werden voraussichtlich eine wichtige Rolle beim Ersatz fossiler Kraftstoffe in schwer abbaubaren Anwendungen spielen [[73], [74], [75]]. Die regionale Variation der Produktionskosten dieser Brennstoffe wurde in den kostenoptimalen Energiewendepfad einbezogen. Wie in Abb. 6 dargestellt, variieren die Produktionskosten für FT-Kraftstoffe in den verschiedenen Regionen der Welt erheblich, wobei die globalen Durchschnittskosten im Jahr 2050 bei fast 86 €/MWh liegen. Die Kosten für FT-Kraftstoffe in Europa und den zentralasiatischen Regionen sind aufgrund eines dezentralen und lokalisierten Ansatzes für die Produktion von FT-Kraftstoffen höher, während eine integrierte Produktion und ein integrierter Handel mit FT-Kraftstoffen die Kosten höchstwahrscheinlich senken werden [76]. In den meisten Teilen der Welt liegen die Kosten zwischen 75 und 85 €/MWh. Darüber hinaus sind die Kosten extrem niedrig (60-65 €/MWh) in Südamerika (angetrieben durch kostengünstigen Wind in Patagonien und kostengünstige PV in der Atacama-Wüste) und China, die zukünftige Drehkreuze für die Produktion von FT-Kraftstoffen werden könnten (siehe Abb. 6), wenn die attraktiven Kosten am Horn von Afrika und im äußersten Süden der Arabischen Halbinsel aufgrund politischer Unruhen zumindest kurz- bis mittelfristig nicht zugänglich sind.
3.6. Regional unterschiedliche Energiesysteme
In einer hochgradig digitalisierten Zukunft mit einer starken globalen Klimapolitik wird die Elektrifizierung von Energiedienstleistungen voraussichtlich allgegenwärtig sein [77]. In erster Linie werden fossile und nukleare Brennstoffe im Stromsektor durch Technologien ersetzt, die Strom direkt aus der Umwelt gewinnen, insbesondere Solar-PV und Windenergie. Power-to-X-Technologien werden eine zentrale Rolle bei der Verknüpfung von kostengünstigem variablem erneuerbarem Strom und der Nachfrage in allen Energiesektoren spielen. Elektrofahrzeuge werden die mit fossilen Brennstoffen betriebenen 2-Rad- und 3-Rad-Fahrzeuge sowie PKW und LKW weitgehend ersetzen [56,78]. Inzwischen ersetzen Wärmepumpen und elektrische Heizungen Öl- und Gasöfen in Gebäuden und Industrien [79,80]. Darüber hinaus wird erneuerbarer Strom zur Herstellung von Wasserstoff und anderen synthetischen Kraftstoffen für Anwendungen genutzt, bei denen eine direkte Elektrifizierung unwirtschaftlich oder technisch schwierig ist [81,82]. Die Vorteile einer weit verbreiteten Elektrifizierung sind klar und überzeugend [9].
Ein weiterer kritischer Aspekt dieser Forschung ist die Erfassung der regionalen Unterschiede in den Energiesystemen der Welt während der Übergangszeit. Erneuerbare Energieressourcen sind weltweit gut verteilt, aber die verschiedenen Ressourcen sind in den verschiedenen Regionen in unterschiedlichen Anteilen verfügbar. Daher ermöglichen die Ergebnisse dieser Forschung Energiewendepfade, die die Nutzung der lokal verfügbaren erneuerbaren Ressourcen auf kostenoptimale Weise maximieren, wie in Abb. 7 dargestellt.
Abb. 7
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Abb. 7. Regionaler Energiemix für die Sektoren Strom, Wärme, Transport und Entsalzung im Jahr 2050.
Die Ergebnisse liefern regionale Einblicke in die Energiesysteme aus einer globalen Perspektive. Ebenso nutzen die Länder in den hohen Breitengraden relativ höhere Anteile an Windenergie im Vergleich zu den Ländern des Sonnengürtels und des gemäßigten Klimas, in denen die Solar-PV eher vorherrscht. Eurasien sowie einige Regionen in Europa und Nordamerika nutzen in den nördlichen Regionen höhere Anteile an Onshore-Windenergie. Daher sind die Regionen in Eurasien winddominiert (siehe Abb. 7). Auch in Kanada und einigen Teilen der USA dominiert die Windenergie. In der südlichen Hemisphäre hingegen ist nur die patagonische Region Argentiniens von Windenergie dominiert. In den meisten Regionen und Ländern der Welt wird die kostengünstige Solar-PV, wie in Abb. 7 hervorgehoben, die Energiesysteme dominieren. Im Jahr 2050 ist der Anteil der Solar-PV an der Stromerzeugung in den Regionen der SAARC [83] mit mehr als 95 % in ihrem kostenoptimalen Erzeugungsmix am höchsten, während in Afrika südlich der Sahara [69] 82 % der gesamten Stromerzeugung aus einachsig nachgeführter Solar-PV in ihrem kostenoptimalen Erzeugungsmix genutzt wird. Unterdessen wird nur Island im Jahr 2050 von Wasserkraft dominiert, da das Wasserkraftpotenzial in anderen Regionen begrenzt ist [84]. Bemerkenswert ist, dass einige Regionen wie Neuseeland, Chile, Nordost-China, die nordische Region und der russische Ferne Osten ein Energiesystem haben, das auf einem gleichmäßigen Mix aus erneuerbaren Energietechnologien basiert, wobei Solar-PV, Windenergie und Wasserkraft eine wesentliche Rolle spielen (siehe Abb. 7). Ähnlich hat Eurasien aus Sicht der Wärmeversorgung die attraktivsten techno-ökonomischen Bedingungen für den Einsatz von Wärmepumpen im Wärmesektor, die von 2030 bis 2050 etwa 60 % des Wärmebedarfs durch diese Technologie decken. Andere Regionen, die bis 2050 einen großen Teil des Wärmebedarfs mit Wärmepumpen decken, sind Europa mit 51 %, Nordamerika mit 50 %, Nordostasien und Afrika südlich der Sahara mit jeweils 45 %.
3.7. Klimagerechter Energiewendepfad
Die Ergebnisse des globalen Übergangs zu einem 100 % erneuerbaren Energiesystem zeigen einen stetigen Rückgang der globalen THG-Emissionen bis zum Jahr 2050 auf Null, wie in Abb. 8 dargestellt. Die globalen Tank-to-Wheel (TTW) THG-Emissionen aus dem Stromsektor sinken durch den Übergang von über 11.000 MtCO2eq/a im Jahr 2015 auf null bis 2050. Ähnlich sinken die THG-Emissionen aus dem Wärmesektor durch den Übergang von über 9300 MtCO2eq/a im Jahr 2015 auf null bis 2050. Die globalen THG-Emissionen aus dem Verkehrssektor sinken während des Übergangs von über 9000 MtCO2eq/a im Jahr 2015 auf null bis 2050. In den Anfangszeiten steigen die THG-Emissionen des Verkehrssektors an, während eine rasche Elektrifizierung des Straßenverkehrs und ein paralleler Anstieg der erneuerbaren Elektrizität ab den 2020er Jahren zu einer massiven THG-Emissionsreduktion führt. Der Stromsektor erfährt bis 2030 eine tiefe Defossilisierung, während dies für die Sektoren Wärme und Verkehr hauptsächlich zwischen 2030 und 2050 geschieht. Die verbleibenden kumulierten energiebezogenen THG-Emissionen, die in dieser Studie berücksichtigt wurden, umfassen etwa 422 GtCO2eq von 2018 bis 2050, wie in Abb. 8 dargestellt.
Abb. 8
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Abb. 8. Globale sektorale und kumulative THG-Emissionen (links) und THG-Emissionen im Verkehrssektor aus verschiedenen Kategorien (rechts) während der Energiewende von 2015 bis 2050. Tank-to-Wheel (TTW) betrachtet die THG-Emissionen aus sofort verfügbaren Kraftstoffen und berücksichtigt nicht die THG-Emissionen aus der vorgelagerten Produktion und Lieferung von Kraftstoffen.
Der IPCC-Bericht SR1.5 [2] empfiehlt, dass die kumulierten CO2-Emissionen innerhalb eines Budgets gehalten werden sollten, indem die globalen jährlichen THG-Emissionen auf Netto-Null reduziert werden, und schlägt darüber hinaus ein verbleibendes Budget für die Begrenzung der Erwärmung auf 1,5 °C mit einer 66%igen Chance von etwa 550 GtCO2 und von etwa 750 GtCO2 bei einer 50%igen Chance vor, wobei die THG-Emissionen ab 2018 berücksichtigt werden. In diesem Zusammenhang zeigt diese Untersuchung, dass die kumulativen THG-Emissionen von 2018 bis 2050 in den Sektoren Strom, Wärme, Verkehr und Entsalzung weltweit auf 422 GtCO2 begrenzt werden können. Die CO2-Emissionen der übrigen Sektoren wurden nicht berücksichtigt, insbesondere die von nicht-energetischen industriellen Rohstoffen und Prozessen, Landnutzung, Landwirtschaft und Abfall.
Der IPCC-Bericht SR1.5 [2] empfiehlt, dass die kumulativen CO2-Emissionen innerhalb eines Budgets gehalten werden sollten, indem die globalen jährlichen THG-Emissionen auf Netto-Null reduziert werden, und schlägt außerdem ein verbleibendes Budget für die Begrenzung der Erwärmung auf 1,5 °C mit einer 66%igen Chance von etwa 550 GtCO2 und von etwa 750 GtCO2 bei einer 50%igen Chance vor, wobei die THG-Emissionen ab 2018 berücksichtigt werden. In diesem Zusammenhang zeigt diese Untersuchung, dass die kumulativen THG-Emissionen von 2018 bis 2050 in den Sektoren Strom, Wärme, Verkehr und Entsalzung weltweit auf 422 GtCO2 begrenzt werden können. Die CO2-Emissionen der übrigen Sektoren wurden nicht berücksichtigt, insbesondere die von nicht-energetischen industriellen Rohstoffen und Prozessen, Landnutzung, Landwirtschaft und Abfall. Der Bedarf an nicht-energetischen industriellen Rohstoffen wird hauptsächlich durch die chemische Industrie repräsentiert, die mit auf erneuerbarem Strom basierenden Massenchemikalien, insbesondere Ammoniak und Methanol, ebenfalls auf null THG-Emissionen umgestellt werden kann [85,86]. Vergleicht man die THG-Emissionen dieser Forschung mit der zweiten Hälfte des letzten Jahrzehnts mit den globalen anthropogenen CO2-Emissionen von etwa 40 GtCO2 pro Jahr [87], so zeigt sich, dass diese Forschung etwa 75 % aller CO2-Emissionen abdeckt, während etwa 85 % aller CO2-Emissionen aus der Nutzung fossiler Brennstoffe stammen und die restlichen 15 % mit der Landnutzung zusammenhängen. Unter der Annahme, dass alle anthropogenen CO2-Emissionen im gleichen Tempo reduziert würden wie die in dieser Forschung nachverfolgten Emissionen, würden die gesamten verbleibenden CO2-Emissionen etwa 567 GtCO2 entsprechen. Folglich könnte der in dieser Studie beschriebene ehrgeizige Energiewendepfad als eine Begrenzung der maximalen Erwärmung auf etwa 1,5 °C mit einer Wahrscheinlichkeit von 66 % bis zur Mitte des 21. Jahrhunderts eingestuft werden, da die Gesamtemissionen des Pfads recht nahe an der Grenze von 550 GtCO2 liegen. Für ein sichereres Temperaturniveau könnten sogar noch aggressivere Maßnahmen erforderlich sein [88], einschließlich eines schnellen Übergangs und einer Kohlendioxid-Entfernung (CDR) [89], die hauptsächlich durch die hoch skalierbare direkte Kohlenstoffabscheidung und -speicherung in der Luft (Direct Air Captured Carbon and Storage, DACCS) [90] realisiert werden kann, wie von Realmonte et al. angegeben [91]. Grubler et al. [9] zeigten ein 1,5 °C-Szenario ohne CDR, aber mit dem Kompromiss eines um 40 % geringeren Endenergiebedarfs im Jahr 2050 im Vergleich zum heutigen Stand. Die vorliegende Untersuchung hingegen zeigt ein 1,5 °C-Szenario ohne CDR, verbunden mit einem Wachstum des Endenergiebedarfs von 43 % von 2015 bis 2050, und zwar in kostenoptimaler Weise, was durch eine massive direkte und indirekte Elektrifizierung des gesamten Energiesystems und die konsequente Nutzung von kostengünstigem erneuerbarem Strom ermöglicht wird.
4. Schlussfolgerungen
Die grundlegende Struktur des globalen Energiesystems kann sich von der konventionellen, wenig effizienten Verbrennung von extrahierten Brennstoffen hin zu fast reiner Exergie, d.h. Elektrizität, die aus kostengünstigen Solar-, Wind- und anderen natürlichen Energieressourcen erzeugt wird, verschieben. Dieser Übergang wird zu einer erheblichen Steigerung der Systemeffizienz führen und eine schnelle Reduzierung der THG-Emissionen ermöglichen, um ein 1,5 °C-Szenario ohne CDR-Nutzung oder Beschränkungen des Endenergieverbrauchs zu erfüllen. Die breite Elektrifizierung von Endverbrauchssektoren wie Verkehr und Wärme macht Strom zum wachsenden Rückgrat der weltweiten Energieversorgung [92].
Ein 1,5 °C-kompatibles Übergangsszenario erfordert eine rasche Defossilisierung in Verbindung mit einer beschleunigten Elektrifizierung der verschiedenen Energiesektoren, beginnend mit dem Stromsektor bereits in den 2020er Jahren. Die globalen, nivellierten Energiekosten des gesamten Systems bleiben während des Übergangs relativ konstant, auch wenn die nivellierten Stromkosten deutlich sinken, da dieses neue nachhaltige Energiesystem Speichertechnologien, erhöhte Flexibilität und die Produktion synthetischer Brennstoffe beinhaltet. Dies wiederum erfordert massive Kapitalinvestitionen, die nicht nur ein nachhaltiges Energiesystem ermöglichen, sondern auch die sozioökonomische Wohlfahrt erhöhen [93]. Aus der Investitionsperspektive könnten langfristig reduzierte Brennstoffkosten verschiedenen Ländern zugutekommen, kurzfristig können jedoch erhebliche Kapitalinvestitionen eine Herausforderung für Volkswirtschaften auf der ganzen Welt darstellen. Erkenntnisse von BNP Paribas [94] zeigen jedoch, dass die energetische Nettorendite pro investierter Kapitaleinheit bei erneuerbaren Stromlösungen diejenige bei vorgelagerten fossilen Brennstoffen, die in den meisten Energiesystemanalysen vernachlässigt werden, weit übersteigt. Da sich die Energiepolitik weltweit weiterentwickelt hat, um das Wachstum bei der Nutzung erneuerbarer Energien voranzutreiben, müssen diese Bemühungen ausgeweitet und auf die anderen Sektoren ausgedehnt werden.
Wirtschaft und Märkte prägen weiterhin die Energieentscheidungen auf der ganzen Welt, aber die Politik wird die zentrale Rolle bei der Umgestaltung des globalen Energiesektors spielen, wie Daszkiewicz [95] hervorhebt. Verschiedene Energiestrategien, -ziele und -politiken, die auf eine Senkung der Investitionskosten abzielen, können genutzt werden, um den Einsatz von erneuerbaren Energien in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr zu fördern. Aus Sicht der Entwicklungsländer erfordert dieser Prozess, wie Relva et al. [96] betonen, neben höheren Anteilen erneuerbarer Energieressourcen auch ergänzende Innovationen wie Energiespeicherung, intelligente Netze, Demand Response, Netzausbau, neue Geschäftsmodelle und Marktvereinbarungen. Auch in Zukunft wird die Energiepolitik die Energiewende prägen und sich kontinuierlich weiterentwickeln und an die Anforderungen der einzelnen Länder und die dynamischen Marktbedingungen anpassen.
Solar-PV entwickelt sich zur Hauptenergiequelle im System, ähnlich den Ergebnissen von Creutzig et al. [72] und Haegel et al. [97] mit installierten Kapazitäten im Bereich von Dutzenden von TW. Die Solar-PV-Industrie ist in der Lage, alle erforderlichen Kapazitäten bereitzustellen, wie Verlinden [98] zeigt, da 70 TW an PV-Kapazitäten bis 2050 hochgefahren werden können, was etwa 10 % mehr ist als die in dieser Untersuchung ermittelten 63,38 TW. Gleichzeitig wird der zunehmende Einsatz variabler erneuerbarer Energien und die drastische Reduzierung des Angebots an unflexibler Grundlasterzeugung durch die Förderung von Power-to-X, disponiblen erneuerbaren Energien, Netzen, Speichertechnologien und der gesamten Sektorkopplung [99] ermöglicht, die ein flexibles Energiesystem bilden [4]. Die Kombination von hohen Anteilen variabler erneuerbarer Energien und Power-to-X wurde als eine große Lücke in den Integrierten Bewertungsmodellen identifiziert, die hauptsächlich vom IPCC verwendet werden [100], was eine Folge von unangemessen hohen Kostenannahmen für die Photovoltaik ist, wie in Krey et al. [101] dokumentiert und in Jaxa-Rozen und Trutnevyte [102] festgestellt wurde. Dies wird durch methodische Unzulänglichkeiten bei der Power-to-X-Modellierung und die fehlende stündliche Auflösung noch verstärkt [100]. Die Ergebnisse dieser Forschung deuten darauf hin, dass die EE-Ressourcen ausreichen, um die wachsende globale Energienachfrage auch bei hohen Elektrifizierungsraten zu befriedigen und darüber hinaus den Energiezugang in den Entwicklungsländern zu erhöhen, wodurch die Lücke zwischen Entwicklungs- und Industrieländern in Bezug auf die Energieversorgung pro Kopf geschlossen wird.
Eine globale Energiewende hin zu 100 % erneuerbaren Energien hat das Potenzial, den Lebensstandard der Menschen auf der ganzen Welt anzuheben, da die Emissionen schrittweise abgebaut werden und ein gleichberechtigter Zugang zu Energie und Wasser ermöglicht wird, insbesondere im globalen Süden, der das ganze Jahr über hervorragende Sonnenbedingungen und ein enormes Potenzial für die Einführung von Solar-PV hat, wie die Ergebnisse dieser und anderer Untersuchungen zeigen [72]. Die Einführung der Entsalzung wird das Problem der Wasserknappheit lösen und 3 Milliarden m3 sauberes Wasser pro Tag liefern. Da der größte Teil der Entwicklung in den Regionen noch nicht abgeschlossen ist, bietet die Umstellung auf eine nachhaltige Energieinfrastrukturentwicklung die Möglichkeit, die entwickelten Länder in eine nachhaltige Zukunft zu führen. Infolgedessen können globale, auf Energieressourcen basierende Konflikte entschärft werden und ein Weg zu Frieden und erhöhtem Wohlstand kann erreicht werden.
Ein solcher Übergang wird direkt vier wichtige Ziele für nachhaltige Entwicklung erreichen. Erstens verringert er die Wahrscheinlichkeit eines signifikanten Klimawandels, der die Zivilisation bedroht, indem er die Treibhausgasemissionen reduziert, ohne das Wachstum des Energieverbrauchs in der Zukunft zu begrenzen. Zweitens ermöglicht sie einen gleichberechtigten Zugang zu kostengünstiger Energieversorgung in allen Regionen der Welt. Drittens ermöglicht sie ein nachhaltiges Wachstum des Lebensstandards in den Entwicklungsländern des globalen Südens. Viertens ermöglicht sie den universellen Zugang zu sauberem Wasser und verringert den Wasserstress. Indirekt wird sie auch dazu beitragen, mehrere andere Ziele für nachhaltige Entwicklung zu erreichen, die zu einer insgesamt nachhaltigen Zukunft führen.
Credit Autor Statement
Dmitrii Bogdanov: Konzeptualisierung, Methodik, Untersuchung, Software, Visualisierung, Schreiben – Erstellung des Originalentwurfs.Manish Ram: Untersuchung, Schreiben – Erstellung des Originalentwurfs. Arman Aghahosseini: Untersuchung, Visualisierung. Ashish Gulagi: Untersuchung. Ayobami Solomon Oyewo: Untersuchung. Michael Child: Erkundung. Upeksha Caldera: Ermittlungen. Kristina Sadovskaia: Ermittlungen. Javier Farfan: Ermittlungen. Larissa De Souza Noel Simas Barbosa: Untersuchung. Mahdi Fasihi: Untersuchung. Siavash Khalili: Ermittlungen. Thure Traber: Untersuchung. Christian Breyer: Untersuchung, Supervision, Redaktion und Lektorat.
Erklärung über konkurrierende Interessen
Die Autoren erklären, dass sie keine bekannten konkurrierenden finanziellen Interessen oder persönlichen Beziehungen haben, die den Anschein erwecken könnten, die in dieser Arbeit berichtete Arbeit zu beeinflussen.
Danksagung
Die Autoren bedanken sich für die öffentliche Finanzierung von Tekes für das “Neo-Carbon Energy”-Projekt unter der Nummer 40101/14 und die Unterstützung des finnischen Solar-Revolution-Projekts unter der Nummer 880/31/2016 sowie für die Finanzierung durch die Stiftung Mercator GmbH und die Deutsche Bundesstiftung Umwelt. Ashish Gulagi und Ayobami Solomon Oyewo bedanken sich bei der Fortum Foundation und der LUT Foundation, für die wertvollen Stipendien.
Anhang A. Ergänzende Daten
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