Forschungsstelle Energienetze FEN

Die Rolle von Gas und der Gasinfrastruktur im zukünftigen Energiesystem - eine techno-ökonomische Bewertung

Partner: ETHZ (FEN), ETHZ (PSL), TEP Energy, WWZ, VS
Dauer: 11/2017 - 07/2021
Finanzierung: BFE
Projektleiter: FEN
Projektteam: Dr. Adamantios Marinakis, Dr. Turhan Demiray (Dr. Giovanni Beccuti bis Juli 2020)

und das PSL Team: Prof. Grabriela Hug und Conor O'Malley

externe SeiteSchlussbericht (Englisch)

externe SeiteDie BFE Webseite

 

In diesem Projekt, das sich ausschließlich auf die Verteilung und den Endverbrauch von Energieträgern konzentriert (d.h. die Massenerzeugung und -übertragung sind nicht Gegenstand des Projekts), wurden Instrumente zur Modellierung und Quantifizierung einer gekoppelten Planung und eines gekoppelten Betriebs der Energiesektoren Strom, Gas und Wärme entwickelt (Sektorkopplung). Die Ergebnisse dieses Projekts geben Aufschluss darüber, inwieweit die Sektorkopplung dazu beiträgt, die Herausforderungen des Energiesystems der Zukunft besser zu bewältigen. Gleichzeitig erlaubt der verfolgte "gekoppelte" Ansatz, den potenziellen Wert (oder fehlenden Wert) der Gasverteilungsinfrastruktur im zukünftigen Energiesystem zu identifizieren.

In diesem Projekt wird eine Reihe potenzieller zukünftiger Pfade im Hinblick auf ihre Gesamtkosten für die Deckung des Endenergiebedarfs eines lokalen Versorgungsunternehmens (WWZ) über einen Zeithorizont von 40 Jahren bewertet. Die Bewertung erfolgt mit Hilfe eines im Rahmen des Projekts entwickelten Optimierungswerkzeugs für die Planung von Multiträgersystemen. Die Gesamtkosten setzen sich zusammen aus: (i) Investitionen der Kunden in Heiztechnologien (siehe unten) und Aufdach-PV; (ii) Investitionen des Versorgungsunternehmens in den Ausbau des Mittelspannungsnetzes (MV), Batterien, Elektrolyseure und Brennstoffzellen; und (iii) Betriebskosten des Versorgungsunternehmens, d. h. die Kosten für den Kauf von Strom und Gas vom Großhandel.

Die laufende Stilllegung von Kernkraftwerken und die zunehmende Verbreitung von oft dezentralen, intermittierenden erneuerbaren Energiequellen verändert das Schweizer Stromsystem zunehmend. Die Stromflussmuster werden variabler, während der Stromfluss von der Verteilung zur Übertragung zunimmt. Es wird erwartet, dass die Großhandelspreise für Strom variabler werden, da der Wert des Stroms je nach Nettostromnachfrage (oder Überschussproduktion) tages- und saisonabhängig schwanken wird. Flexibilität wird immer wertvoller werden.

Gleichzeitig motiviert die Schweizer Strategie für die Energiewende, zusammen mit der Technologieökonomie, eine zunehmende Elektrifizierung der Endnachfrage, insbesondere der Endnachfrage nach Raumwärme. Infolgedessen wird ein Anstieg des Endstrombedarfs erwartet. Bemerkenswert ist die Tatsache, dass dieser Anstieg nicht proportional über das ganze Jahr verteilt ist, sondern eine saisonale Verteilung haben dürfte. Andererseits werden Verbesserungen der Gebäudeeffizienz sowie die Tatsache, dass Wärmepumpen den größeren Teil der von ihnen erzeugten Wärme direkt aus der Umwelt beziehen, den Anstieg der Endstromnachfrage wahrscheinlich abschwächen.

Im Zusammenhang mit einem solchen "Elektrifizierungspfad" ist die Rolle der Gasverteilungsinfrastruktur in der Zukunft fraglich. Es wird vermutet, dass die Endnachfrage nach Gas zu gering sein wird, um die Wartung und den Betrieb des Gasverteilungsnetzes zu rechtfertigen.

Da das Gasverteilnetz in vielen Regionen der Schweiz ohnehin vorhanden ist, wird andererseits zunehmend untersucht, ob diese Infrastruktur in Zukunft einen Wert als Mittel zur Bereitstellung der vom Stromsystem benötigten Flexibilität haben kann. Eine so genannte "gekoppelte" Planung und ein gekoppelter Betrieb der Energiesektoren Strom, Gas und Wärme könnten es ermöglichen, die Wirtschaftlichkeit und Effizienz des gesamten Energiesystems zu erhöhen.

Tatsächlich werden Energienetze, wie Strom- und Gasnetze, traditionell unabhängig voneinander geplant und betrieben. In diesem Projekt, das sich ausschließlich auf die Ebene der Verteilung konzentriert, wurden Instrumente zur Modellierung und Quantifizierung einer solchen Kopplung von Energiesektoren entwickelt. Die Ergebnisse dieses Projekts geben Aufschluss darüber, inwieweit die Sektorkopplung dazu beiträgt, die Herausforderungen des Energiesystems der Zukunft besser zu bewältigen. Gleichzeitig erlaubt der verfolgte "gekoppelte" Ansatz, den potentiellen Wert der Gasverteilungsinfrastruktur im gesamten zukünftigen Energiesystem zu identifizieren.

Es wurde ein vierstufiger Ansatz verfolgt:

  • Es wurde eine Reihe von Zukunftsszenarien definiert, die jeweils einem anderen Zukunftspfad hinsichtlich der für die Heizung eingesetzten Technologien (Wärmepumpen, Fernwärme, Gaskessel und Brennstoffzellen), des Strombedarfs und der Durchdringung mit PV-Dächern entsprechen.
  • Basierend auf den definierten Szenarien wird der Endenergiebedarf für Strom und Wärme im Zuständigkeitsbereich von WWZ in hoher zeitlicher und räumlicher Auflösung auf der Grundlage eines Bottom-up-Modells des zukünftigen Gebäudebestands ermittelt.
  • Für die abschließende Gesamtanalyse wurde ein Modellierungs- und Optimierungstool für die Planung von Mehrträgersystemen entwickelt. Der in diesem Projekt verfolgte Ansatz bestand darin, ein Optimierungsproblem zu formulieren und zu lösen, das gleichzeitig berücksichtigt:

(a) beide Energieträger, d.h. Elektrizität und Gas,
(b) die Kosten für den Bezug von Elektrizität und Erdgas vom Großhandel,
(c) die durch das Stromverteilungsnetz bedingten Beschränkungen,
(d) Investitionen in neue Infrastrukturen, d. h. in den Ausbau des Stromverteilungsnetzes und in Batterien, Elektrolyseure und Brennstoffzellen im industriellen Maßstab.

  • Schließlich wurde eine technisch-ökonomische Bewertung potenzieller zukünftiger Optionen für die Strom- und Gasverteilung durchgeführt, wobei eine gekoppelte Planung und ein gekoppelter Betrieb des WWZ-Netzes für gegebene zukünftige Nachfrage, PV-Durchdringung, Strom- und CO2-Preise sowie Technologiekostenszenarien berücksichtigt wurden.

In diesem Projekt werden die verschiedenen potenziellen Zukunftspfade hinsichtlich ihrer Gesamtkosten für die Deckung des Endenergiebedarfs eines lokalen Versorgungsunternehmens (WWZ) über einen Zeithorizont von 40 Jahren bewertet. Die Gesamtkosten setzen sich zusammen aus:

  1. Investitionen der Kunden in Heiztechnologien (siehe unten) und PV-Dachanlagen;
  2. Investitionen der Versorgungsunternehmen in den Ausbau des Stromnetzes, in Batterien, Elektrolyseure und Brennstoffzellen;
  3. Betriebskosten des Versorgungsunternehmens, d. h. die Kosten, die dem Versorgungsunternehmen durch den Kauf von Strom und Gas vom Großhandel entstehen.
Abbildung: Gesamtkosten der verschiedenen Szenarien für das PV-Referenzszenario und die CO2-Referenzsteuer.
Gesamtkosten der verschiedenen Szenarien für das PV-Referenzszenario und die CO2-Referenzsteuer.
  1. Das Tool optimiert zwei Energieträger gemeinsam: (i) Strom, und (ii) Gas
  2. Mehrperioden-Optimierung mit Investitionsentscheidungen auf Versorgungsebene: die Länge der Intervalle zwischen den Jahren kann gewählt werden (5-Jahres-, 10-Jahres-Intervalle)
  3. Investitionen können in Batterien, Elektrolyseure, Brennstoffzellen, Transformatoren, Aufrüstung von Netzzweigen (z.B. Hinzufügen eines neuen Kabels) bestehen
  4. Jedes Jahr wird in stündlicher Auflösung modelliert
  5. Das Gasnetz wird nicht explizit dargestellt, sondern an den Schnittstellen mit dem Stromnetz über Elektrolyseure und Brennstoffzellen
  6. Das Stromnetz wird als Gleichstromnetz dargestellt.
  7. Das Tool basiert auf der Sprache Julia.
  8. Eingabedaten:
  • Infrastruktur
  • GIS
  • Kraftstoff-/CO2-Preise
  • Technologiekosten
  • Solar-PV-Potenzial von Gebäuden
  • Wärmebedarf von Gebäuden
  • Elektrizitätsbedarf von Gebäuden
  • PV-Durchdringungsszenarien
  • Szenarien zu Heiztechnologien und Strombedarf
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