BMWE-Verbundvorhaben Regionale THG-Null-Strategien am Beispiel der Modellregion Oberschwaben; Kurztitel: RegioTransH2O

Abstract

Die Herausforderungen des Klimawandels erfordern eine beschleunigte Transformation der Energiesysteme bei der Einbindung erneuerbarer Energien zur Erreichung der Klimaziele, insbesondere auf regionaler Ebene. Neben Strom werden zukünftig auch weiterhin Brennstoffe wie Wasserstoff und kohlenstoffbasierte Energieträger wie z.B. Biomethan bedeutend sein. Im Rahmen des Forschungsvorhabens wurde ein hochaufgelöstes multimodales Energiesystemmodell zur Analyse der sektorübergreifenden Energiewende in vier Landkreisen Baden-Württembergs (Biberach, Sigmaringen, Alb-Donau-Kreis, Ravensburg) entwickelt. Die Langfristszenarien 3 des BMWK wurden als methodisch fundierte Referenz identifiziert, da sie sowohl Szenarien mit Ausprägungen von Strom bis Wasserstoff als auch sektorspezifische Transformationspfade für das Zieljahr 2045 quantifizieren. Darauf aufbauend wurden die Szenarien O45-Strom und O45-H2 als Basis für die regionale Herunterskalierung gewählt. Das auf Modelica und Python basierende Modell simuliert Strom-, Gas- und Wärmesektoren zeitgleich mit hoher räumlicher und zeitlicher Auflösung für die Transformationsjahre 2022-2045. Die Datenbasis umfasst Primärdaten regionaler Energieversorger, öffentliche Datensätze und detaillierte Netzmodelle mit über 24 Mittelspannungsnetzen und mehr als 9.000 Leitungen. Die Stromnetzanalyse zeigt bereits für das Jahr 2022 kritische Überlastungen in 8 % der Mittelspannungsleitungen, hauptsächlich durch PV-Mittagsspitzen verursacht. Bis 2045 werden 50-70 % aller 5.500 km Mittelspannungsleitungen überlastet, was einen hohen Investitionsbedarf bedeutet. Im Gassektor erweist sich die bestehende Infrastruktur eines Beispielnetzes als nahezu vollständig wasserstoffkompatibel. Nur etwa ein Kilometer kritische Abschnitte müssten angepasst werden, wenn die gleiche Energiemenge wie aktuell als Erdgas in 2045 als Wasserstoff transportiert werden soll. Regionale Elektrolyseure könnten bilanziell 1,7 TWh Wasserstoff jährlich erzeugen und damit ohne Speichereinsatz 70 % des regionalen Industriebedarfs decken. Zusätzlich besteht ein Exportpotenzial von 1,4 TWh pro Jahr zum geplanten Wasserstoff-Backbone. Durch Biomethanproduktion über Biogas-Cluster könnten weitere 0,6 TWh grüne Gase jährlich in den vier Landkreisen bereitgestellt werden. Der Wärmesektor zeigt begrenzte Netzausbaupotentiale in 2045, da nur jede achte Gemarkung teilweise die für Wärmenetze erforderliche Wärmedichte von mindestens 415 MWh/(ha a) laut KEA BW Leitlinien erreicht. Aufgrund niedriger Siedlungsdichte gekoppelt mit fortschreitender Sanierung der Gebäude bleiben dezentrale Lösungen die dominierenden Optionen im ländlichen Raum. Die Energiewende in ländlich-industriellen Räumen wird primär durch Stromnetzkapazitäten limitiert, nicht durch fehlende Erzeugungspotenziale. Ein massiver Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere der PV-Ausbau, erfordert ab 2025 erhebliche Investitionen in den Netzausbau. Erste Untersuchungen zeigen, dass die Produktion grüner Gase unter der Voraussetzung, dass sich die Elektrolyseure in der Nähe des H2-Kernnetzes bzw. des regionalen Wasserstoffnetzes befinden und dort einspeisen, erhebliche Export- und Wertschöpfungspotenziale mit geringem Infrastrukturanpassungsbedarf bieten. Gleichwohl könnte die Sektorkopplung Chancen für einen schnelleren Hochlauf der Erneuerbaren Erzeugung bieten, die andernfalls durch den Ausbau des Stromnetzes limitiert würde. Das entwickelte modulare Modell weist Potenzial für die Übertragbarkeit auf und kann eine belastbare Grundlage zur Ausarbeitung regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien bieten. Eine integrierte Betrachtung von Netzausbau, Erzeugungskapazitäten sowie Power-to-Gas-Strategien erscheint dabei als ein zentraler Aspekt für die Ermittlung kosteneffizienter Transformationspfade zur Klimaneutralität. Gleichwohl verbleiben offene Fragen, insbesondere im Hinblick auf die dynamische Abbildung von Preisen, saisonaler Effekte, die eingehende Analyse der netzdienlichen Sektorkopplung, die Potenzialabschätzung für Demand-Side-Management sowie die vertiefte sozioökonomische Bewertung von Geschäftsmodellen. Zudem ist die abschließende Überprüfung von THG-Minderungspotentialen für optimale Transformationspfade offen. The challenges posed by climate change necessitate an accelerated transformation of energy systems, particularly through the integration of renewable energy sources, to meet climate targets—especially at the regional level. In addition to electricity, fuels such as hydrogen and carbon-based energy carriers like biomethane will continue to play a significant role in the future energy landscape. As part of this research project, a high-resolution, multimodal energy system model was developed to analyze the cross-sectoral energy transition in four districts of Baden-Württemberg (Biberach, Sigmaringen, Alb-Donau-Kreis, and Ravensburg). The long-term scenarios (Scenario Set 3) of the German Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Action (BMWK) were identified as a methodologically robust reference, as they quantify sector-specific transformation pathways for the target year 2045, encompassing electricity and hydrogen scenarios. Based on this, the scenarios O45-Electricity and O45-Hydrogen were selected as the foundation for regional downscaling. The model, implemented in Modelica and Python, simulates the electricity, gas, and heat sectors concurrently with high spatial and temporal resolution for the transformation period from 2022 to 2045. The data foundation includes primary data from regional energy providers, public datasets, and detailed grid models comprising over 24 medium-voltage networks and more than 9,000 lines. The electricity grid analysis reveals that as early as 2022, 8% of medium-voltage lines experienced critical overloads, primarily due to midday photovoltaic peaks. By 2045, 50–70% of the 5,500 km of medium-voltage lines are projected to be overloaded, indicating a substantial need for investment. In the gas sector, the existing infrastructure of a sample network proves to be almost entirely compatible with hydrogen. Only about one kilometer of critical segments would require modification if the same energy volume currently transported as natural gas were to be conveyed as hydrogen in 2045. Regional electrolyzers could theoretically produce 1.7 TWh of hydrogen annually, covering 70% of regional industrial demand without the need for storage. Additionally, there is an export potential of 1.4 TWh per year to the planned hydrogen backbone. Through biomethane production via biogas clusters, a further 0.6 TWh of green gases could be supplied annually within the four districts. The heat sector shows limited potential for network expansion by 2045, as only one in eight cadastral areas partially meets the heat density threshold of 415 MWh/(ha·a) required for district heating networks, according to KEA BW guidelines. Due to low settlement density and ongoing building renovations, decentralized solutions remain the dominant option in rural areas. The energy transition in rural-industrial regions is primarily constrained by electricity grid capacities rather than generation potential. A massive expansion of renewable energy, particularly photovoltaics, will require significant grid investments starting in 2025. Initial analyses indicate that the production of green gases—provided electrolyzers are located near the hydrogen core network or regional hydrogen infrastructure—offers substantial export and value creation potential with minimal infrastructure adaptation. Moreover, sector coupling could accelerate the deployment of renewable generation, which would otherwise be limited by grid expansion. The modular model developed in this study demonstrates strong potential for transferability and can serve as a robust foundation for the development of regional energy and climate protection strategies. An integrated assessment of grid expansion, generation capacities, and power-to-gas strategies emerges as a key element in identifying cost-efficient transformation pathways toward climate neutrality. Nevertheless, several open questions remain, particularly regarding the dynamic modeling of prices, seasonal effects, in-depth analysis of grid-supportive sector coupling, potential for demand-side management, and comprehensive socio-economic evaluation of business models. Furthermore, the final assessment of greenhouse gas mitigation potentials for optimal transformation pathways is still pending.