Saisonaler Energieausgleich in der Schweiz: Welche Handelsszenarien rechtfertigen Power-to-Gas und Gas-to-Power?

Um die Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen, plant die Schweiz einen starken Ausbau der Photovoltaik und eine Elektrifizierung von Heizung und Verkehr, die mit dem angestrebten Atomausstieg zusammenfällt. Diese Entwicklung führt jedoch zu einem saisonalen Ungleichgewicht mit einer hohen Stromerzeugung im Sommer und einer Nachfragespitze im Winter. In unserer Studie wird die Rolle der Power-to-Gas-Technologie als mögliche Lösung untersucht, bei der überschüssiger Strom aus erneuerbaren Energien in Wasserstoff oder Methan umgewandelt wird. Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass diese im Inland erzeugten Gase eine kohlenstoffneutrale Gasversorgung unterstützen können, insbesondere unter den Bedingungen eines eingeschränkten Energiehandels, aber sie sind für die Stromerzeugung nach wie vor zu teuer.

Bis 2050 rechnet die Schweiz mit einem starken Ausbau der Photovoltaik (PV) und einer verstärkten Elektrifizierung von Heizung und Mobilität, die mit dem angestrebten Ausstieg aus den Kernkraftwerken einhergeht. Dieser Übergangführt jedoch zu einem saisonalen Ungleichgewicht: Die Photovoltaik erzeugt im Sommer den meisten Strom, während der Strombedarf im Winter, insbesondere für die Heizung, am höchsten ist.

Power-to-Gas Technologie bietet eine mögliche Lösung für dieses Ungleichgewicht, indem überschüssige erneuerbare Energie in Wasserstoff oder Methan umgewandelt wird. Diese auf Elektrizität basierenden Gase (E-Gase) können im Inland produziert oder importiert werden und haben zwei Hauptanwendungen: Sie können schwer abbaubare Sektoren (z. B. Industrie und Schwerlastverkehr) dekarbonisieren oder in Gas-zu-Strom  (d.h. mit Wasserstoff oder Methan betriebene Turbinen) zur Stromerzeugung in den Wintermonaten.

Unsere jüngste Studie untersucht, wie das integrierte Energiesystem der Schweiz Power-to-Gas, Gas-to-Power und andere flexible Ressourcen nutzen könnte, um saisonale Ungleichgewichte auszugleichen und gleichzeitig die nationale Energiepolitik für Nachhaltigkeit und Energiesicherheit zu erfüllen. Wir untersuchen den kosteneffizienten Ausbau und Betrieb des Energiesystems mit räumlich-zeitlich aufgelöste Modelle. Unsere Analyse stützt sich auf EP2050+ für den endgültigen Strom- und Gasbedarf.

Diese Studie hat zwei Hauptergebnisse. Erstens kann Power-to-Gas die überschüssige Stromerzeugung im Sommer teilweise auffangen, um den Bedarf an Wasserstoff und Methan in den schwer abbaubaren Sektoren der Schweiz zu decken, insbesondere bei eingeschränktem Energiehandel. Zweitens: Während im Inland produzierte E-Gase für die Stromerzeugung zu kostspielig erscheinen, können importierte Gase möglicherweise einen kosteneffizienten Beitrag zur Stromversorgung im Winter leisten.

Im weiteren Verlauf dieses Blogbeitrags stellen wir die saisonale Strombilanz für ein Referenzszenario im Jahr 2050 vor. Als Nächstes gehen wir auf die Strom-zu-Gas- und Gas-zu-Strom-Vorgänge bei unterschiedlichen Bedingungen im Schweizer Energiehandel ein.

Das große Ganze: Saisonaler Flexibilitätsbedarf und Anbieter

In unserem Referenzszenario für 2050 gehen wir von einer Stromhandelskapazität von 10,6 GW (ähnlich wie heute) und E-Gas-Importpreisen von 120-160 €/MWh (das Drei- bis Vierfache aktuelle fossile Gaspreise).

Abbildung 1 zeigt die gegensätzlichen saisonalen Schwankungen zwischen der Stromnachfrage und der Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen und Laufwasserkraftwerken. Unsere Ergebnisse für das Referenzszenario zeigen, dass der Stromhandel (in grau) eine entscheidende Rolle beim saisonalen Ausgleich spielt, während inländische Ressourcen, einschließlich Power-to-Gas und Gas-to-Power, eine ergänzende Rolle spielen. Auf die AngebotsseiteDie Wasserkraft trägt hauptsächlich zur Stromerzeugung im Winter bei, und Gasturbinen leisten einen bescheidenen Beitrag zur Überbrückung der Winterversorgungslücke. Auf die NachfrageseiteTechnologien wie Pumpspeicherkraftwerke und Power-to-Gas absorbieren billigen Strom, der im Sommer erzeugt wird. Unsere Ergebnisse stimmen überein mit weitere Forschung an der ETH Zürichdie auch die Rolle des Stromhandels und der Gasverstromung bei der Winterstromversorgung hervorhebt.

Abbildung 1: Monatliches Stromangebot und -nachfrage im Jahr 2050 unter Berücksichtigung des Referenzenergiehandels.

Handelsbeschränkungen verstärken die saisonale Rolle von Power-to-Gas und Gas-to-Power

Im vorangegangenen Abschnitt wurde die saisonale Strombilanz im Referenzszenario untersucht, wobei die entscheidende Rolle des Energiehandels und die ergänzenden Beiträge der Power-to-Gas- und Gas-to-Power-Technologien hervorgehoben wurden. Angesichts der Unsicherheiten in Bezug auf Die Integration der Schweiz in den europäischen Strommarkt und die künftige Entwicklung eines europäischen WasserstoffmarktesIm Folgenden wird analysiert, wie sich Änderungen der Energiehandelsbedingungen auf den Einsatz von Power-to-Gas- und Gas-to-Power-Technologien auswirken. Abbildung 2 veranschaulicht den saisonalen Betrieb von Power-to-Gas- und Gas-to-Power-Technologien unter verschiedenen Stromhandelskapazitäten und E-Gas-Importpreisen.

Power-to-Gas im Sommer: Power-to-Gas nutzt hauptsächlich überschüssigen erneuerbaren Strom im Sommer, wie die dunkleren Zellen in Abbildung 2b im Vergleich zu Abbildung 2a zeigen. Die Power-to-Gas-Umwandlung nimmt zu, wenn das Stromexportpotenzial durch geringere Stromhandelskapazitäten sinkt (d. h., sie bewegt sich innerhalb der Felder nach links). Außerdem wird Power-to-Gas wettbewerbsfähiger für die Versorgung mit Wasserstoff und Methan, wenn die E-Gas-Importpreise steigen (d. h. innerhalb der Felder nach unten). Der jährliche Power-to-Gas-Verbrauch (Summe der Werte in Abbildung 2a und 2b) erreicht 15% des Endstrombedarfs in dem Szenario mit dem am stärksten eingeschränkten Stromhandel und den höchsten E-Gas-Importpreisen (dargestellt durch die Zellen unten links in den Power-to-Gas-Panels in Abbildung 2).

Gas-zu-Strom im Winter: Abbildung 2c und 2d zeigen die Stromerzeugung aus inländischen und importierten E-Gasen (d. h. Wasserstoff und Methan auf Strombasis). Importierte E-Gase werden für die Stromerzeugung verwendet, wenn die Importpreise 60% unter den Referenzwerten liegen. Inländisch erzeugte E-Gase sind jedoch für die Stromerzeugung unerschwinglich, wie der minimale Beitrag von E-Gasen zur Stromerzeugung bei höheren E-Gas-Importpreisen zeigt. Die Abbildungen 2e und 2f zeigen, dass unter diesen höheren E-Gas-Importpreisen importiertes fossiles Gas zu einer rentableren Option wird, die sogar die zusätzlichen Kosten für die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung rechtfertigt. Insgesamt unterstützt Gas-to-Power vor allem die Winterstromversorgung, insbesondere bei eingeschränkten Stromimporten, wie in Abbildung 2c und 2e dargestellt. Bemerkenswert ist, dass in allen Szenarien ein Rückgang des Gesamtverbrauchs an fossilem Gas im Vergleich zu den heutigen Werten prognostiziert wird, selbst wenn fossiles Gas für die Stromerzeugung verwendet wird, was vor allem auf die Elektrifizierung der Heizung in Privathaushalten und Unternehmen zurückzuführen ist.

Abbildung 2: Gesamte Power-to-Gas- und Gas-to-Power-Energieumwandlung in Winter- und Sommerhalbjahren unter verschiedenen Energiehandelsszenarien für 2050. Die Farben entsprechen dem elektrischen Energieverbrauch (für Power-to-Gas) oder der elektrischen Energieproduktion (für Gas-to-Power), wobei die dunkelste Farbe 10,3% des jährlichen Endstromverbrauchs der Schweiz entspricht.

Saisonale Gasspeicherung: Die saisonale Dynamik von Gasangebot und -nachfrage spricht für eine Gasspeicherung zur Deckung des Gasendbedarfs im Winter. Insbesondere kann die Speicherung von im Inland produziertem Wasserstoff im Sommer die Abhängigkeit von kostspieligen Wasserstoffimporten im Winter verringern, und die Methanspeicherung kann die saisonale Spanne der Methanpreise ausnutzen. Die Wahl der Gasspeichertechnologie stellt jedoch eine Herausforderung dar. Innovative Lösungen, wie z. B. ausgekleidete Felskavernen, in der Schweiz nach wie vor gründliche technische Bewertungen erfordern, während Großtanklager sind nach wie vor nicht kostendeckend. Wenn sich ausgekleidete Felskavernen als realisierbar erweisen, kann die Schweiz von einer kombinierten Kapazität von bis zu 1,9 TWh für die Speicherung von Wasserstoff und Methan profitieren, insbesondere wenn keine billigen E-Gas-Importe möglich sind (Abbildung 3). Zum Vergleich: Diese potenzielle Gasspeicherkapazität entspricht etwa einem Sechstel der Stromspeicherkapazität von Stauseen der Schweiz für Wasserkraft.

Abbildung 3: Installierte Gasspeicherkapazität unter verschiedenen Energiehandelsszenarien für das Jahr 2050.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass Power-to-Gas und Gas-to-Power vielversprechende Komponenten zur Lösung des saisonalen Energieungleichgewichts in der Schweiz sind, aber sie sind keine vollständige Lösung. Diese Technologien werden vor allem dann relevant, wenn Beschränkungen des Stromhandels die Möglichkeit einschränken, überschüssigen Strom im Sommer zu exportieren oder im Winter zu importieren. Power-to-Gas trägt durch die Absorption des überschüssigen Sommerstroms zur Gasversorgung bei, aber importierte Gase werden vor allem im Winter weiterhin benötigt. Ebenso trägt die Umwandlung von Gas in Strom zwar zur Stromversorgung im Winter bei, doch ist diese Umwandlung von kostengünstigen Gasimporten abhängig. Diese Faktoren verdeutlichen die die entscheidende Rolle des Strom- und Brennstoffhandels bei der Gestaltung eines kosteneffizienten zukünftigen Energiesystems und unterstreicht die Notwendigkeit einer proaktiven Politik, um den Zugang der Schweiz zu den europäischen Energiemärkten zu sichern.