Für die Elektrifizierung von Raum- und Prozesswärme, Elektromobilität sowie die Nutzung von klimaneutral erzeugtem Wasserstoff und Wasserstoff-Derivaten wird erneuerbare Energie eingesetzt. Aus der Meta-Analyse ergibt sich entsprechend ein erheblicher Anstieg des jährlichen Brutto-Strombedarfs um mindestens 250 TWh bis 2035 und zwischen 300 und über 1000 TWh bis 2045, wenn Deutschland bis 2045 treibhausgasneutral werden soll.

Die Dynamik beim Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien muss deshalb ab sofort deutlich gesteigert werden, um die Klimaziele kostengünstig zu erreichen: Bei Windenergie auf See ist mit Neuinstallationen von kontinuierlich 3 bis 4 GW pro Jahr bis 2040 im Median aller Szenarien eine wesentlich höhere Ausbaudynamik als in der Vergangenheit notwendig. Für Windenergie an Land ist der erforderliche Ausbau mit ca. 9 GW bis mindestens 2035 pro Jahr in etwa doppelt so hoch wie der im Jahr 2025 erreichte Wert.

Bei der Photovoltaik muss die Dynamik der letzten Jahre beibehalten und ein Ausbau von etwa 20 GW pro Jahr erreicht werden.  

Eine Verzögerung zentraler Transformationsprozesse führt in den SCOPE-Modellierungen zu deutlichen Mehrkosten im Energiesystem, wesentlich aufgrund höherer Kosten für Energieimporte. Einsparungen durch zeitlich verschobene Investitionen können die zusätzlichen Importkosten mittelfristig nicht kompensieren, da ein Großteil der Investitionen bis 2050 nachgeholt werden muss.

Wenn die Elektrifizierung der Endnutzungssektoren und der Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung gemeinsam verzögert werden, entstehen bis 2050 zusätzliche Kosten in Höhe von 430 Mrd. Euro, was einem Anstieg der modellierten Gesamtsystemkosten von rund 12 % entspricht. Es ist also deutlich wirtschaftlicher, aktuelle Transformations-Hemmnisse zügig abzubauen, anstatt die Transformationsdynamik auf die Geschwindigkeit der langsamsten Elemente zu reduzieren.

Für den zukünftigen Ausgleich von fluktuierender Stromerzeugung und variierendem Strombedarf ist der Ausbau von flexibler Kraftwerksleistung und Speichern unverzichtbar. Sowohl der Bedarf an Gas-/H₂-Kraftwerken als auch von Batterien hängt in den in der Meta-Analyse untersuchten Szenarien stark von modell-spezifischen Annahmen ab.

Für die installierten Leistungen flexibler Kraftwerke und Batterien ist für klimaneutrale Energiesysteme bis 2045 ein weiter Wertebereich zu finden, mit einem Median von jeweils ca. 80 GW. Dabei müssen die ersten Kraftwerke bereits bis 2035 auf grüne Gase umgestellt werden.

Die SCOPE-Modellierung zeigt: Langfristig gehen die Volllaststunden der Kraftwerke deutlich zurück und viele werden nur wenige hundert Stunden im Jahr benötigt. Speicher für Wasserstoff, Fernwärme und Strom ermöglichen den ganzjährigen effizienten Ausgleich von Stromerzeugung und Nachfragen an erneuerbarer Wärme und Kraftstoffen. 

In zielerfüllenden Szenarien spielt Wasserstoff als (Langzeit-) Speicher und zur Nutzung von Spitzen der erneuerbaren Stromerzeugung eine wichtige Rolle. Auch in der Industrie wird es einen nennenswerten energetischen und stofflichen Bedarf geben, während in den untersuchten Szenarien im Verkehr und im Gebäudesektor ein geringer oder gar kein Einsatz erwartet wird.

Bis 2045 sind in Deutschland dabei Elektrolyseure zwischen 26 und 121 GW_el Leistung erbaut. In der SCOPE-eigenen Modellierung kann der Bedarf an Wasserstoff zu 90 % aus heimischer Produktion gedeckt werden, wenn ein Zubau erneuerbarer Stromerzeugungs-Kapazitäten von 20 % über den EEG-Zielen erfolgt. Dies setzt voraus, dass ein systemdienlicher Elektrolyseursbetrieb mit Volllaststunden, die im Modell je nach Standort auch unter 2000 Stunden betragen können, auch betriebswirtschaftlich zu realisieren ist.

Produktion von „blauem“ Wasserstoff und Wasserstoff aus Biomasse spielt national in den betrachteten Szenarien höchstens als Übergangstechnologie eine Rolle, während Importe grüner Energieträger in allen analysierten Szenarien die heimische Produktion ergänzen.

Es besteht Einigkeit in den analysierten Studien darüber, dass die Gebäudewärmeversorgung in Deutschland bis 2045 weitgehend auf den Energieträger Strom umgestellt werden soll.

Elektrische Wärmepumpen in Gebäuden haben dabei den größten Anteil. Sie ermöglichen den Einsatz von erneuerbarem Strom im Wärmesektor und senken durch ihre Effizienz den Primärenergiebedarf des Gesamtsystems deutlich. Wärmenetze bieten weitere Vorteile wie zusätzliche Flexibilitäten im Rahmen der Stromnetzdienlichkeit beim Einsatz elektrischer Großwärmepumpen. Sie stellen die zweitwichtigste Versorgungsform dar. Daher sind stabile, wirksame Rahmenbedingungen zu schaffen, mit denen die erforderliche hohe Umrüstungsquote von Gebäudeheizungen und der Wärmenetzausbau tatsächlich realisiert werden.

Der Einsatz der molekülbasierten Energieträger Wasserstoff, Biogas bzw. Bio-Methan und synthetisches Erdgas für die Gebäudewärme führt in der SCOPE-Modellierung zu deutlichen Mehrkosten und ist 2045 bei den meisten Netto-Null-Szenarien der Meta-Analyse eher klein oder gar nicht vorhanden.

Importe synthetischer Energieträger wie Wasserstoff, SNG und PtL-Produkte entsprechen in den in der Meta-Analyse untersuchten Szenarien im Jahr 2045 energetisch im Mittel 15 % des Primärenergiebedarfs. Wasserstoff-Importe liegen dabei energetisch im Schnitt bei ca. einem Viertel heutiger Erdgas-Importe, wobei die Bandbreite innerhalb der Szenarien insgesamt groß ist.

Auch im modellierten SCOPE-Basis-Szenario bestehen 2045 17 % des Primärenergiebedarfs aus Importen synthetischer Energieträger. Angesichts der zu erwartenden deutlich höheren Importpreise synthetischer Energieträger gegenüber ihren heutigen fossilen Pendants werden die Kosten für den Import nicht proportional zu den importierten Energiemengen sinken, sondern deutlich langsamer.

Insofern wird Deutschland auch langfristig ökonomisch von Energieimporten abhängig bleiben. Angesichts dieser Tatsache sollten zukünftige Importstrategien für grüne Energieträger auf sichere bzw. resiliente Transportrouten und Infrastrukturen ausgerichtet sein sowie ein breites Portfolio politisch stabiler Herkunftsländer umfassen.

Die betrachteten Szenariostudien sehen die Rolle von CCS (CO₂-Abscheidung und -Speicherung) für das Ziel der Klimaneutralität in 2045 primär in der Kompensation „schwer vermeidbarer Restemissionen“, vor allem aus den Sektoren Landwirtschaft und Industrie. CCS kann aufgrund begrenzter heimischer CO₂-Speicherpotenziale langfristig gesehen nur eine Übergangsrolle einnehmen.

In der SCOPE-Modellierung kann CCS bis 2050 zur Reduktion der Systemkosten beitragen, wenn es den Dekarbonisierungsbeitrag der teuersten synthetischen Energieträger wie PtL teilweise substituiert. Importe und die Produktion von grünem Wasserstoff werden dabei teilweise durch fossile Energieträger ersetzt, deren Emissionen durch DACCS (CO₂-Gewinnung aus der Luft) kompensiert werden.

Die Entwicklung von natürlichen THG-Quellen und -Senken aus Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft und von Speicherpotenzialen für CO₂ sollte fortlaufend im Blick behalten werden, da diese den notwendigen und möglichen Umfang der technischen CO₂-Einlagerung für das Netto-Null-Ziel 2045 maßgeblich mitbestimmen.

Die SCOPE-Modellierung zeigt, dass die Transformation des Energiesystems die Kostenstruktur und Investitionsbedarfe gegenüber heute grundlegend verändert. Die hohen Ausgaben für Energieimporte sinken deutlich, während Investitionskosten und Ausgaben für Betrieb und Wartung stark an Bedeutung gewinnen.

Die jährlichen Investitionen – insbesondere in erneuerbare Energien sowie in Flexibilitätsoptionen wie Speicher, Elektrolyseure und Kraftwerke – verdreifachen sich zwischen 2025 und 2035 von 20 auf 65 Mrd. € pro Jahr, entsprechend nimmt auch die Bedeutung der Finanzierungskosten zu.

Stabile politische Rahmenbedingungen können das Risiko senken und Investitionen erleichtern. Die jährlichen Investitionsbedarfe liegen auch in der Spitze immer unter den heutigen jährlichen Ausgaben für den Import von fossilen Energieträgern. In der Transformationsphase fallen hohe Investitionen und weiterhin relevante Importausgaben jedoch gleichzeitig an, was temporär zu erhöhten Gesamtausgaben führt.

Grenzüberschreitende Zusammenarbeit kann die Energiewende in Europa kostengünstiger und robuster gestalten. Die SCOPE-Modellierung zeigt: Ein ambitionierter Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland bleibt unverzichtbar. Im europäischen Kontext können die Kosten möglicher Verzögerungen beim deutschen EE-Ausbau jedoch teilweise abgefedert werden, wenn Nachbarländer zusätzliche Dynamik entwickeln und passende Transportinfrastrukturen rechtzeitig gemeinsam geplant und realisiert werden.

Das untersuchte Beispiel zusätzlicher Interkonnektoren zwischen Deutschland und dem Vereinigten Königreich verdeutlicht den Nutzen solch grenzüberschreitender Netzinfrastrukturen. Im Sommer können deutsche Solarstromüberschüsse auf die britischen Inseln fließen, im Winter britischer Windstrom nach Deutschland. So lassen sich in beiden Ländern Einsparungen in Milliardenhöhe erzielen, insbesondere weil Importe aus Drittstaaten reduziert werden können. Europäische Projekte für grenzüberschreitende Infrastruktur sollten deshalb gestärkt und in schnellere gemeinsame Planungs- und Genehmigungsverfahren überführt werden.