Techno-ökonomische Analyse & Märkte
Die Schweizer Energiestrategie 2050 (ES2050) sieht mehrere zentrale Herausforderungen für das künftige Schweizer Energiesystem, darunter: Dekarbonisierung, Integration variabler erneuerbarer Energiequellen (VEE), Ausstieg aus der Kernenergie, Dezentralisierung der Versorgung, Verbesserungen der Energieeffizienz und Gewährleistung von Systemsicherheit und Resilienz. Im Vergleich zur traditionellen Energieversorgung wird die angestrebte Energiewende zu einem System mit:
- deutlich höherer Durchdringung von intermittierenden und nicht-steuerbaren Energieressourcen mit sehr niedrigen Erzeugungskosten,
- signifikanter Durchdringung von dezentralen Energieressourcen, wie z. B. Solar-Photovoltaik (PV), Elektrofahrzeuge (EV) und Batterie-Energiespeichersysteme (BESS), die auf Mittelspannungs- (MS) und Niederspannungsebene (NS) angeschlossen sind, und
- einer beträchtlichen Elektrifizierung des Endenergiebedarfs (Heizung und Transport) die traditionell durch andere Energieträger abgedeckt wurden. Die Struktur des zukünftigen Schweizer Energiemarkts und der Regulierung wird entscheidend sein, um den anvisierten Übergang zu realisieren und die in der ES2050 festgelegten Ziele zu erreichen.
Als Folge nimmt der Anteil an VEE auf den Verteilnetzebenen (d. h. MS und NS) stetig zu. Es wird erwartet, dass sich dieser Trend fortsetzen wird, vor allem in Form von Aufdach- und kleinen PV-Anlagen, oft in Kombination mit BESS. Gleichzeitig gibt es eine Vielzahl aktiver Ressourcen auf Verteilnetzebene, z. B. Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge und elektrisches Heizen. Verteilnetzbetreiber (VNB) stehen daher vor der Herausforderung, die in ihren Netzen auftretenden Energieressourcen zu koordinieren, um die Sicherheit des lokalen Netzbetriebs sicherzustellen. Das Auftreten von Stromerzeugung und Energiespeicherung in Verteilnetzen eröffnet auch die Diskussion über den Betrieb lokaler Energiemärkte, über die Prosumer untereinander Energie austauschen. Darüber hinaus sind die heutigen Stromgrosshandelsmärkte nicht für die flächendeckende Teilnahme dezentraler Ressourcen ausgelegt.
International unterscheiden sich die Länder erheblich in ihrem Stromversorgungsmix und ihren Stromnachfragemustern, was zu länderübergreifenden Variationen der Strommarktstruktur und Regulierung führen kann. Um die besten Optionen (entweder in Bezug auf die Technologie oder die Preisgestaltung) für die Energieverbraucher zu identifizieren, ist eine Kosten-Nutzen-Analyse neuer Technologien und Marktstrukturen für die Aufnahme neuer dezentraler Energieressourcen erforderlich. Die regionalen Besonderheiten müssen in einer sorgfältigen quantitativen Analyse berücksichtigt werden.
Im Folgenden finden Sie eine Liste von kürzlich abgeschlossenen und laufenden Projekten zu solchen Themen an der FEN.
- chevron_right PVPUMP
- chevron_right Erlösmöglichkeiten Wasserkraft
- chevron_right Bewertung der Kostentreiber für Stromverteilernetzbetreiber anhand einer Modellnetzanalyse
- chevron_right Ein Förderrahmen für (grünen) Wasserstoff in der Schweiz: Alternativen, Kosten & Finanzierung
- chevron_right Winterreserve: Bewertung der Opportunitätskosten
- chevron_right GAZNAT: Langfristige Integration der grosstechnischen Gasspeicherung in der Schweiz
- chevron_right Entwicklung von Zukunftsszenarien und Impaktanalyse für die EIP
- chevron_right Die Rolle von Gas und der Gasinfrastruktur im zukünftigen Energiesystem - eine techno-ökonomische Bewertung
- chevron_right Modul Elektrizitätsmärkte (eMark) - Teil der Nexus-e-Plattform
- chevron_right Dienstleistung für ein EVU zu Batteriespeichersystemen (BESS)
- chevron_right Leuchtturmprojekt: Technologieevaluierung (Use-Case für Power-to-H2) für ein EVU
- chevron_right SCCER-FURIES Maerkte
- chevron_right SCCER-HAES CAES Analyse eines Anwendungsfalls, der Sekundärfrequenzkontrolle und Preisarbitrage kombiniert
- chevron_right AFEM Bewertung zukünftiger Elektrizitaetsmaerkte