Die internationalen und europäischen Klimaschutzziele sehen eine Begrenzung des weltweiten Temperaturanstiegs durch den Klimawandel auf höchstens 1,5- 2 °C vor. Dies erfordert unter anderem eine umfassende Reduktion von Netto-Treib-hausgasemissionen, insbesondere von CO2-Emissionen, in allen Bereichen des europäischen Energiesystems. Entspre-chend müssen zunehmend klimaneutrale Energieträger genutzt werden, wozu umfangreiche Anpassungen auf der Verbraucher- und auf der Versorgungsseite des Energiesystems notwendig sind. Dabei ist jedoch unklar, wie sich die Nachfragestruktur, also die Höhe und Zusammensetzung der Nachfrage nach Endenergieträgern auf der Verbraucherseite, zukünftig entwickeln wird. Darüber hinaus ist unklar, welche Entwicklung des Energieversorgungssystems (EVS) notwendig ist, um die Deckung dieser Nachfrage sowie des resultierenden Flexibilitätsbedarfs sicherzustellen. Neben der Bereit-stellung von Strom aus regenerativen Quellen ist dabei aufgrund fortschreitender Sektorenkopplung zunehmend auch die Bereitstellung klimaneutraler Gase und Flüssigkraftstoffe zu berücksichtigen. Damit ist fraglich, in welchem Umfang Erzeugungsanlagen von Strom, synthetischen Gasen und Flüssigkraftstoffen sowie entsprechende Speicher- und Übertragungsanlagen im zukünftigen europäischen EVS zur Deckung der Nachfrage nach Endenergieträgern und Flexibilität benötigt werden und in welchem Maß Energieträger zukünftig von außerhalb Europas importiert werden. Zur Beantwortung dieser Fragestellungen wird in der vorliegenden Arbeit ein mathematisches Modell zur Optimierung von Zubau-, Abbau- und Einsatzentscheidungen im integrierten europäischen Strom-Gas-EVS in Abhängigkeit einer vorzugebenden Nachfragestruktur entwickelt. Das resultierende lineare Optimierungsproblem basiert auf einer Minimierung der Gesamtkosten des betrachteten EVS zur Deckung der vorgegebenen Nachfrage nach Strom, Wasserstoff, Methan und Flüssigkraftstoffen unter Berücksichtigung wesentlicher technischer und wirtschaftlicher Restriktionen. Dabei werden Investitions- und Einsatzentscheidungen für Anlagen zur Strom-, Gas- und Flüssigkraftstofferzeugung sowie Speicher- und Übertragungsanlagen der Energieträger Strom, Wasserstoff und Methan bestimmt. Der Betrachtungszeitraum umfasst die Jahre 2020 bis 2050 mit einer stündlichen Auflösung betrachteter Stützjahre. In exemplarischen Untersuchungen wird das entwickelte Verfahren unter Annahme unterschiedlicher zu bedienender Nachfragestrukturen angewendet. In allen untersuchten Szenarien werden in ganz Europa hohe Kapazitäten von Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) zugebaut. Besonders ausgeprägt ist dieser Zubau im Szenario mit hoher Elektrizitätsnachfrage, wodurch sich zusätzlich hohe Kapazitäten von Flexibilitätsoptionen wie flexiblen Kraftwerken, Speichern oder Erzeugungsanlagen für synthetische Gase und Flüssigkraftstoffe ergeben. In Szenarien mit hoher Wasserstoff- oder Methannachfrage fallen diese Kapazitäten deutlich geringer aus. Weitere Untersuchungen unterstreichen den hohen Einfluss angenommener Kosten für den Import klimaneutraler Energieträger auf die installierten Kapazitäten von EE-Anlagen und Flexibilitätsoptionen sowie auf die importierten Mengen dieser Energieträger.weiterlesen