Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) haben die FfE erneut damit beauftragt, die Entwicklung industrieller Strom-, Methan-, Wasserstoff- und Derivateverbräuche in Deutschland bis 2045 zu modellieren. Im FfE-eigenen Sektormodell Industrie (SMInd) werden Endenergiebedarfe und maximale Anschlussleistungen infolge von Dekarbonisierung und wirtschaftlicher Entwicklung abgebildet und auf Landkreisebene regionalisiert. Aufbauend auf der Methodik des Vorgängerprojekts zum Netzentwicklungsplan (NEP) 2023 wurden neue Szenariorahmen und Transformationspfade entwickelt sowie die Standortdatenbank aktualisiert. Die Ergebnisse fließen in den Szenariorahmenentwurf des NEP 2027 ein und schaffen eine differenzierte Grundlage für die Planung zukünftiger Infrastruktur.
Methodik
Ausgangspunkt der Modellierung ist das Basisjahr 2023. Dafür wurde zunächst die Entwicklung des industriellen Stromverbrauchs von 2019 bis 2023 analysiert, um pandemie- und energiekrisenbedingte Produktionsrückgänge, Standortschließungen und strukturelle Veränderungen in der Ausgangsbasis abzubilden. Anschließend schreibt SMInd den Status quo fort und kombiniert Annahmen zu Produktionsmengen, Bruttowertschöpfung und Effizienz mit neuen Prozessen, Brennstoffwechseln und Carbon Capture. Die energieintensive Industrie wird dabei bottom-up und standortscharf modelliert.
Für die nationale Transformation nutzt die Studie zwei FfE-Szenariorahmen: Das Trendszenario beschreibt aus FfE-Sicht den wahrscheinlichsten Pfad zur Klimaneutralität bis 2045 und berücksichtigt kurz- bis mittelfristige Verzögerungen. Das Zielszenario bildet eine ambitionierte, zügige Transformation ab. Innerhalb beider Rahmen wurden industrielle Endenergieverbräuche sowohl für einen hohen Elektrifizierungsgrad als auch für einen hohen Wasserstoffeinsatz berechnet und in die NEP-Szenarien A und C übernommen. Die Pfade basieren nicht auf technologischen Extrema, sondern auf mit Stakeholdern validierten technoökonomischen Bewertungen. Deshalb spielt Elektrifizierung auch im Wasserstoffpfad, insbesondere bei Nieder- und Mitteltemperaturanwendungen, eine größere Rolle als in der Vorgängerstudie.
Ein zentrales Element ist die Regionalisierung der zukünftigen industriellen Strom- und Wasserstoffverbräuche auf Landkreisebene. Auf Basis der FfE-Industriestandortdatenbank werden stromintensive Prozesse und Wirtschaftszweige verortet. Prozessverbräuche werden aus Produktionsmengen und spezifischen Verbräuchen abgeleitet; der übrige Stromverbrauch wird iterativ anhand von Beschäftigtenzahlen verteilt. Regionale und nationale Stromverbrauchsstatistiken sowie ÜNB-Meldungen zu Großabnehmern bleiben dabei konsistent. Für die spätere Netzplanung werden zusätzlich maximale Anschlussleistungen berechnet. Grundlage dafür ist eine im Vorgängerprojekt entwickelte, jahresunabhängige Typtageszeitreihe für industrielle Wirtschaftszweige.
Ergebnisse
Der gesamte Endenergieverbrauch bleibt in den drei Transformationspfaden mit rund 480 bis 500 TWh im Jahr 2045 in einer ähnlichen Größenordnung, während sich die Zusammensetzung im Vergleich zum Status quo deutlich verschiebt. Abbildung 1 vergleicht den Endenergieverbrauch 2023 mit den drei Transformationspfaden im Jahr 2045.
Abbildung 1: Endenergieverbrauch der deutschen Industrie im Jahr 2045 nach Energieträgern und Transformationspfad
Strom wird in allen Szenarien zum zentralen Energieträger, insbesondere durch neue Technologien in der Wärmebereitstellung und Grundstoffchemie. Wasserstoff bleibt zugleich unverzichtbar für ausgewählte Prozesse der Stahl- und Chemieindustrie sowie für Hochtemperaturwärme. Die Unterschiede zwischen Wasserstoff- und Elektrifizierungspfad zeigen sich vor allem bei der Prozesswärmebereitstellung; Wärmeanwendungen umfassen im Zieljahr rund 290 TWh. Zwischen den beiden Elektrifizierungspfaden unterscheiden sich weniger die aggregierten Strom- und Wasserstoffverbräuche im Jahr 2045 als vielmehr der zeitliche Verlauf der Transformation. Die Ergebnisse wurden weitgehend in den neuen Szenariorahmen übernommen.
Neben der nationalen Energieträgerstruktur ist die räumliche Verteilung der zukünftigen Bedarfe entscheidend. Abbildung 2 zeigt für den Trendszenariorahmen die Veränderungen industrieller Strom- und Wasserstoffbedarfe bis 2045 gegenüber 2023, jeweils für die gesamte Industrie und die energieintensive Industrie.
Abbildung 2: Regionale Veränderung des industriellen Strom- und Wasserstoffbedarfs im Trendszenario bis 2045
Zusätzliche Strombedarfe entstehen vor allem dort, wo energieintensive Prozesse elektrifiziert oder neue Verfahrensrouten umgesetzt werden. Wasserstoffbedarfe konzentrieren sich auf bestehende Industriecluster der Stahl- und Chemieindustrie sowie weitere Hochtemperaturprozesse. Gleichzeitig können sinkende Produktionsmengen und Standortschließungen in einzelnen Landkreisen zu rückläufigen Stromverbräuchen führen.
Der Vergleich mit den Langfristszenarien, der in diesem Projekt angestellt wurde, verdeutlicht den Mehrwert der aktualisierten Modellierung: Die Infrastrukturbedarfe hängen stark von Annahmen zur künftigen inländischen Produktion, zu Importen und zur internationalen Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien ab. In den Langfristszenarien liegen Strom- und Wasserstoffverbräuche 2045 deutlich über den Ergebnissen der FfE-Studie. Ausschlaggebend sind weniger technologische Unterschiede als höhere Annahmen zur verbleibenden Grundstoffproduktion in Deutschland, insbesondere in der Chemieindustrie. Das NEP-Szenario B nimmt entsprechend höhere Wasserstoff- und Methanverbräuche an. Damit zeigt die Studie, welche Bandbreiten für die Netz- und Infrastrukturplanung relevant sind und wo regionale Schwerpunkte der industriellen Transformation entstehen.
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