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Potenziale und Entwicklungsperspektiven verschiedener Technologien

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Kosteneffiziente und nachhaltige Automobile

Zusammenfassung

In diesem Kapitel werden Potenziale hinsichtlich des Verbrauchs und der Kosten von Fahrzeugtechnologien dargelegt. Zudem werden mögliche Preisentwicklungen für verschiedene Energieträger vorgestellt. Ein besonderer Fokus wird auf die zukünftigen Gasgestehungs- und Tankstellenkosten von Wasserstoff und synthetischem Methan wie auch auf die Stromkosten gelegt. Es wird gezeigt, dass sich vermutlich zukünftig die Herstellkosten von Fahrzeugtechnologien annähern. Dadurch steigt die Bedeutung der Energiekosten. Es ist eine deutliche Reduktion der Energiepreise für erneuerbare Energieträger sowie des Fahrzeugverbrauchs erwartbar.

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Notes

  1. 1.

    Heizenergieverbrauch: 0–5,6 kWh/100 km.

  2. 2.

    Kühlenergieverbrauch: 0–0,3 kWh/100 km.

  3. 3.

    Der Einfluss der Außentemperatur auf den Verbrauch von Elektrofahrzeugen wird durch Datenerhebungen in [6, S. 40] analysiert – es wird in den Wintermonaten ein um bis zu 20 % höherer realer Energieverbrauch als im Sommer festgestellt.

  4. 4.

    Maximalwert für die gravimetrische Energiedichte im Betrachtungsjahr 2015 sowie Zielwert aus dem European Strategic Energy Technology Plan (SET Plan) für das Betrachtungsjahr 2030.

  5. 5.

    Verbrauchseinsparung HEV gegenüber konventionellen ICEV: 22,5 % (Otto) und 19,5 % (Diesel) in 2030/2050 gegenüber 17,4 % im Jahr 2016.

  6. 6.

    Unterschied von 5–7 kWh/100 km bei Standardfahrzeugen und Standardfahrprofil im Jahr 2050.

  7. 7.

    Unterschied von 8–10 kWh/100 km bei Standardfahrzeugen und Standardfahrprofil im Jahr 2050.

  8. 8.

    http://www.gason.eu/.

  9. 9.

    Siehe innermotorische Verbrauchseinsparungen ICEVOtto (Benzin) in Tab. 6.1.

  10. 10.

    25 TWh als maximales Potenzial und 20 TWh als minimales Potenzial, soweit 2016 bereits 2 Vol.-% H2 im gesamten Erdgasnetz vorlagen.

  11. 11.

    Bezogen auf eine Wasserstoffeinspeisung von max. 25 TWh ins Erdgasnetz durch eine Anhebung auf 10 Vol.-% H2.

  12. 12.

    Siehe Tab. 2.9.

  13. 13.

    46,8 Mio. PKW, davon 65,5 % mit Benzin- und 32,8 % mit Dieselmotor sowie 1,7 % Andere (siehe Abschn. 1.8.3).

  14. 14.

    Ca. 2000 Vollbenutzungsstunden bezogen auf die Nennleistung des Kompressors: \( \frac{4\kern0.17em \mathrm{GWh}/\mathrm{a}}{18\kern0.17em \mathrm{GWh}/\mathrm{a}}=22\% \).

  15. 15.

    Siehe. Abschn. 3.1 bzgl. Stromeinsatz: 0,32 kWh/kgCNG; Heizwert: 13,1 kWh/kg.

  16. 16.

    Siehe Abschn. 6.4.3; Es wird ein identisches Strompreisniveau wie im Jahr 2016 für 2030/2050 in Deutschland unterstellt.

  17. 17.

    Preisniveau am 1. April 2016 für den Abnahmefall 116 MWh/Jahr: 1,2 ct/kWh [22, S. 340].

  18. 18.

    Abschn. 6.5.2 enthält weitere Kostenangaben für eine Verflüssigung im Ausland und einen Flüssiggastransport nach Deutschland.

  19. 19.

    Stromnetzkosten: 21 Mrd. € im Jahr 2015, 29 Mrd. € im Jahr 2030 (TM80) und 32 Mrd. € im Jahr 2050 (TM-Szenarien) [23, S. 252]; 21 Mrd. € entsprechen bei 600 TWh Jahresstromverbrauch spez. Kosten von 3,5 ct/kWh bei gleichverteilter Kostenweitergabe auf jede Kilowattstunde.

  20. 20.

    Trifft auch auf die mittlere Handelsspanne zwischen 2013 und 2017 aus Tab. 5.4 von 3,15 ct/kWh zu.

  21. 21.

    Die CO2-Preise entsprechen 57 €/t und 126 €/t bei einem Umrechnungskurs von 0,9 €/US$ nach [26].

  22. 22.

    Dies spiegelt zudem annäherungsweise das Sustainable Development Szenario im Jahr 2040 wider.

  23. 23.

    Dies entspricht 1,27 ct/kWh bei durchschnittlich 15.000 km Jahresfahrleistung mit 20 kWh/100 km.

  24. 24.

    Fahrleistungen siehe Abschn. 6.6.

  25. 25.

    Annahmen: 20. Mio. Fahrzeuge mit 15.000 km Jahresfahrleistung und durchschnittlich 20 kWh/100 km; annuitätische Netzkosten von 0,71 Mrd. € p. a. bei 12,2 Mrd. € Netzausbaukosten, 40 Jahren Nutzungsdauer und 5 % ireal; annuitätische Ladeinfrastrukturkosten von 1,53 Mrd. € p. a. bei 26,3 Mrd. € für Ladestationen, mit 15 Jahren Nutzungsdauer und 3,5 % ireal (Zinssatz bei 50 % privater Finanzierung).

  26. 26.

    Kosten für Heimladestationen weichen von den Annahmen in Tab. 6.12 gemäß den Angaben in [31] ab.

  27. 27.

    Aufgrund der vermehrten Nutzung von Wärmepumpen, Elektrofahrzeugen und Photovoltaik.

  28. 28.

    Netzentgelt 2015: 6,5 ct/kWh.

  29. 29.

    Szenario mit einer Steigerung der Energieeffizienz, wobei bewusst eine breitere Variation bei den eingesetzten Technologien und Energieträgern zugelassen wird [23, S. 15].

  30. 30.

    Szenario mit einer Steigerung der Energieeffizienz und mit einer breiten Elektrifizierung in allen Sektoren, wodurch die Stromnachfrage zunimmt. Synthetisch erzeugte Energieträger werden berücksichtigt, soweit zwingend erforderlich [23, S. 15].

  31. 31.

    Analog zum Jahr 2016.

  32. 32.

    Unter der Annahme, dass keine Erhöhung der Netzlast zu jeglichen Zeiten hervorgerufen wird – im Gegensatz zu Smart Charging für Verbraucher im Niederspannungsnetz (z. B. Elektrofahrzeuge).

  33. 33.

    Vgl. [16] bzgl. sonstige Komponenten und Baumaßnahmen neben der Methanisierungsanlage.

  34. 34.

    83 % werden in [23, S. 385] für das Jahr 2020 angenommen.

  35. 35.

    Siehe Potenzialanalysen im Abschn. 2.2 sowie vgl. [16, 23, 34].

  36. 36.

    In [23] wird eine inländische PtX-Erzeugung in Deutschland von nahezu 100 % bis zum Jahr 2030 erwartet (im TM80-Szenario). Bis 2050 wird lediglich ein inländischer PtX-Anteil von 18 % angenommen (im TM95 Szenario). Hierfür werden Elektrolyseure im Umfang von etwa 63 GW unterstellt, die mit ca. 2600 Volllaststunden betrieben werden [23, S. 241].

  37. 37.

    Netzanbindungskosten: 1,5 ct/kWh (2017), 1,16 ct/kWh (2030) und 0,7 ct/kWh (2050).

  38. 38.

    Annahme bezüglich der zukünftigen Kostenentwicklung konservativer und bezüglich Wirkungsgrad optimistischer als in Tab. 6.21.

  39. 39.

    Siehe Abschn. 6.5.1 – selbst im optimistischen Szenario werden höhere Investitionskosten im Vergleich zu den Werten in Tab. 6.21 angenommen.

  40. 40.

    „Hierbei wird das CO2 in einem Filter aufgefangen und durch Wärme wieder aus dem Filter gelöst“ [37, S. 70].

  41. 41.

    In [41] werden für die CO2-Abscheidung aus der Luft spezifische Kosten von 94–232 \( 0,25\ \mathrm{kWh}/{\mathrm{kg}}_{{\mathrm{CO}}_2} \) angegeben. Diese Veröffentlichung analysiert die Kosten für ein vollständiges DAC-System, bei dem alle Hauptkomponenten aus etablierten kommerziellen technischen Lösungen stammen oder ausreichend detailliert beschrieben sind, um eine Bewertung durch Dritte zu ermöglichen. Alle angenommen Werte für die CO2-Abtrennung aus der Luft in Tab. 6.26 bewegen sich innerhalb dieser Kostenbandbreite. Weitere Analysen zu CO2-Bereitstellungskosten mittels DAC enthält Abschn. 6.5.2.5.

  42. 42.

    Basierend auf [42]; Audi e-gas Anlage (Angabe AUDI AG): \( 2,692\kern0.17em k{g}_{C{O}_2}/k{g}_{C{H}_4}\overset{\wedge }{=}0,205\kern0.17em k{g}_{C{O}_2}/ kW{h}_{C{H}_4} \) unter der Annahme eines Heizwertes von 13,1 kWh/kg.

  43. 43.

    Je nach Anlagenkonfiguration sind auch höhere Anteile denkbar.

  44. 44.

    Vgl. [16] bzgl. europäisches Erdgasnetz.

  45. 45.

    Bezogen auf den Heizwert.

  46. 46.

    Weitere Kostenangaben für Wasserstofftankstellen sind in [52, S. 51] enthalten.

  47. 47.

    Kosten für Verteilung und Verkauf: ca. 10 ct/kWh bei Wasserstoff im Vergleich zu 2,5 ct/kWh bei CNG.

  48. 48.

    Exkl. On-board Charger.

  49. 49.

    Ablesewert mit eingeschränkter Genauigkeit.

  50. 50.

    Siehe Abschn. 2.4.3.2.

  51. 51.

    Mit einem Umrechnungskurs von 0,9 €/US$ nach [26] resultieren etwa 70 und 90 €/kWh.

  52. 52.

    300 km zusätzliche Reichweite (gemäß Kundverbrauch) im Jahr 2030 führen zu etwa 250 kg Zusatzgewicht und damit zu einem Mehrverbrauch von etwa 6,25 % ≙ 1,34 kWh beim Standardfahrzeug.

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Zapf, M., Pengg, H., Bütler, T., Bach, C., Weindl, C. (2021). Potenziale und Entwicklungsperspektiven verschiedener Technologien. In: Kosteneffiziente und nachhaltige Automobile . Springer Vieweg, Wiesbaden. https://doi.org/10.1007/978-3-658-33251-8_6

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