Sektorkopplung
Partner: ETHZ (FEN), SGEN, VSG, SVGW
Dauer: 01/2020 - 07/2021
Finanzierung: SGEN
Projektleiter: FEN
Projektteam: Dr. Adamantios Marinakis, Dr. Turhan Demiray
Schlussbericht (auf Englisch)
Dieses Projekt hat die folgenden Ziele:
- Identifizierung der optimalen Energiesystem-Infrastruktur(en), die das Ziel eines Schweizer Energiesystems mit Netto-Null-CO2-Emissionen im Jahr 2050 erfüllen können. Die "Optimalität" wird in Bezug auf (i) Kosten, (ii) CO2-Emissionen und (iii) Versorgungssicherheit bewertet.
- Für jede identifizierte Endenergiesystem-Infrastruktur soll der optimale Übergang vom heutigen Energiesystem betrachtet und quantifiziert werden.
- Die Potenziale und Grenzen der verschiedenen technischen Lösungen sollten dargestellt werden.
Innerhalb des oben beschriebenen Rahmens haben die Projektpartner ihr besonderes Interesse an den folgenden Fragen/Themen bekundet:
- Welche Rolle spielen die erneuerbaren Gase im zukünftigen Energiesystem der CH?
- Der Schwerpunkt sollte auf den Aspekten der Sektorkopplung liegen: hauptsächlich (i) koordinierte Planung der Strom- und Gasinfrastruktur und (ii) Bereitstellung von Dienstleistungen für den Stromsektor aus anderen Sektoren.
- Wird ein separates Netz für den Transport von erneuerbaren Gasen benötigt oder können die bestehenden Gasleitungen angepasst werden?
- Was ist das Minimum an Energieautarkie (wenn überhaupt), das CH benötigt?
Die Schweiz, wie auch der Rest Europas, schreitet bereits mit der Energiewende voran, hin zu einem Netto-Null-Emissions-Energiesystem. Intermittierende erneuerbare Energien sollen den größten Teil des zukünftigen Energiebedarfs decken. Parallel dazu werden große Bereiche des Energiebedarfs, nämlich Raumheizung und Mobilität, zunehmend elektrifiziert. Da dieser Weg voranschreitet, wird es auf europäischer Ebene immer schwieriger, die Stromerzeugung kontinuierlich mit der Stromnachfrage in Einklang zu bringen. Auf der anderen Seite steht eine bedeutende Gastransport- und Speicherinfrastruktur zur Verfügung, die "erneuerbare Gase", wie Biomethan, Wasserstoff und synthetisches Methan, aufnehmen kann. Zusammen mit der thermischen Speicherung können diese eine erhebliche Menge an wertvoller Flexibilität für das Energiesystem bieten. Tatsächlich haben Studien bereits gezeigt, dass eine "gekoppelte" Planung und ein "gekoppelter" Betrieb der Energiesektoren zu einem wirtschaftlicheren Weg führen kann, die Ziele der Energiewende zu erreichen.
Der verfolgte Ansatz besteht in der Modellierung der Energiesektoren der verschiedenen europäischen Länder (genauere Modellierung für die Schweiz, aggregierter für die anderen Länder) für eine Vielzahl von möglichen Zukunftsszenarien. Jedes Szenario ist definiert durch
- installierte Kapazitäten der Technologien zur Stromerzeugung, Elektrolyse, Methanisierung und Biomethanproduktion,
- den Endenergiebedarf der verschiedenen Sektoren (z. B. Raumheizung, Personenmobilität, Elektrogeräte, Prozesswärme usw.)
- Technologien, die zur Deckung des Endenergiebedarfs eingesetzt werden, was zu einem Endenergiebedarf an Energieträgern (wie Strom, Wasserstoff etc.) führt,
- die verfügbare Nachfrageflexibilität.
Anschließend wird eine stündlich aufgelöste Betriebsoptimierung, die ein ganzes Jahr umfasst, durchgeführt. Dies ermöglicht eine optimale Nutzung des gekoppelten Energiesystems unter Berücksichtigung der rechtzeitigen Umwandlung zwischen den Energieträgern, der kurz- und langfristigen Energiespeicherung und der Nutzung der Nachfrageflexibilität. [Tool: Eigenes FlexECO erweitert um mehrere Energiesektoren]
Abschließend werden die verschiedenen optimierten Szenarien in Bezug auf die Gesamtkosten (d. h. Investitions- plus Betriebskosten) und die CO2-Emissionen verglichen. So wird ein progressiver Pfad vom heutigen zu einem zukünftigen optimalen Energiesystem identifiziert.
FlexECO
- Das Tool stellt gleichzeitig drei Energieträger zur Verfügung: (i) Strom, (ii) Methan und (iii) Wasserstoff
- Optimierung in stündlicher Auflösung für 8760 Stunden
- Es wird keine Investitionsentscheidung getroffen. Das Tool wird erweitert, um Investitionsentscheidungsvariablen einzubeziehen
- Die Endnachfrage wird explizit pro Nachfragesektor dargestellt, wie z. B. Elektrogeräte, Raum- und Wasserheizung, Prozesswärme, PKWs, öffentliche Verkehrsmittel, leichte LKWs, schwere LKWs, Güterbahn
- Die (anteiligen) Technologien, die zur Bedienung der Endnachfrage unter Nutzung des entsprechenden Energieträgers eingesetzt werden, werden explizit dargestellt, modelliert als feste oder zeitvariable Wirkungsgrade. Beispiele für solche Technologien sind: Luft-/Wasser-/Erdwärmepumpen (jeweils für Fußboden- oder Radiatorheizung), Batterie-Elektrofahrzeuge, Brennstoffzellen-Elektrofahrzeuge, Wasserstoffkessel, Methankessel, etc.
- Erzeugungstechnologien: Kernkraft, kohlebefeuerte Wärmekraftwerke, Stromerzeugung auf Methan-/Wasserstoffbasis, Windkraft, Solarenergie, Stauseewasser und Laufwasser, Elektrolyseure, Methanisierungsanlagen
- Speichertechnologien: Pumpspeicherkraftwerke, Methanspeicher, Wasserstoffspeicher
- Knotendarstellung: Jeder Knoten kann als (i) Land, (ii) Region innerhalb eines Landes oder (iii) mehrere Länder modelliert werden. In dieser Studie repräsentiert jeder Knoten ein Land.
- Eine parametrisierte Sensitivitätsanalyse wird durchgeführt, um eine Pareto-Kurve zu identifizieren
- Das Tool basiert auf einem optimierten C++-Code.
- Die Eingabedaten werden in Excel bereitgestellt
- Eingabedaten:
- Jährlicher Bedarf an Raum-, Wasser- und Prozesswärme
- Jährlicher Bedarf an Transport (PKW, leichte und schwere LKW, öffentlicher Verkehr, Güterbahn)
- Jährlicher Strombedarf
- Stündliche Zeitreihen des Bedarfs
- Biomethan-Produktionspotenzial
- Installierte Kapazitäten der Stromerzeugung
- Stündliche Zeitreihen der Wind-, Solar- und Laufwasserkraftproduktion
- Zuflüsse aus Wasserreservoirs
- Land Pumpspeicherkapazitäten
- Gasspeicherkapazitäten der Länder
- Gaspipeline-Transferkapazitäten innerhalb eines Landes
- Modell des europäischen Stromnetzes (in DC)