Power-to-Gas<\/strong> Technologie bietet eine m\u00f6gliche L\u00f6sung f\u00fcr dieses Ungleichgewicht, indem \u00fcbersch\u00fcssige erneuerbare Energie in Wasserstoff oder Methan umgewandelt wird. Diese auf Elektrizit\u00e4t basierenden Gase (E-Gase) k\u00f6nnen im Inland produziert oder importiert werden und haben zwei Hauptanwendungen: Sie k\u00f6nnen schwer abbaubare Sektoren (z. B. Industrie und Schwerlastverkehr) dekarbonisieren oder in Gas-zu-Strom<\/strong> (d.h. mit Wasserstoff oder Methan betriebene Turbinen) zur Stromerzeugung in den Wintermonaten.<\/p>\n\n\n\n Unsere j\u00fcngste Studie<\/a> untersucht, wie das integrierte Energiesystem der Schweiz Power-to-Gas, Gas-to-Power und andere flexible Ressourcen nutzen k\u00f6nnte, um saisonale Ungleichgewichte auszugleichen und gleichzeitig die nationale Energiepolitik f\u00fcr Nachhaltigkeit und Energiesicherheit zu erf\u00fcllen. Wir untersuchen den kosteneffizienten Ausbau und Betrieb des Energiesystems mit r\u00e4umlich-zeitlich aufgel\u00f6ste Modelle<\/a>. Unsere Analyse st\u00fctzt sich auf EP2050+<\/a> f\u00fcr den endg\u00fcltigen Strom- und Gasbedarf.<\/p>\n\n\n\n Diese Studie hat zwei Hauptergebnisse. Erstens kann Power-to-Gas die \u00fcbersch\u00fcssige Stromerzeugung im Sommer teilweise auffangen, um den Bedarf an Wasserstoff und Methan in den schwer abbaubaren Sektoren der Schweiz zu decken, insbesondere bei eingeschr\u00e4nktem Energiehandel. Zweitens: W\u00e4hrend im Inland produzierte E-Gase f\u00fcr die Stromerzeugung zu kostspielig erscheinen, k\u00f6nnen importierte Gase m\u00f6glicherweise einen kosteneffizienten Beitrag zur Stromversorgung im Winter leisten.<\/p>\n\n\n\n Im weiteren Verlauf dieses Blogbeitrags stellen wir die saisonale Strombilanz f\u00fcr ein Referenzszenario im Jahr 2050 vor. Als N\u00e4chstes gehen wir auf die Strom-zu-Gas- und Gas-zu-Strom-Vorg\u00e4nge bei unterschiedlichen Bedingungen im Schweizer Energiehandel ein.<\/p>\n\n\n\n In unserem Referenzszenario f\u00fcr 2050 gehen wir von einer Stromhandelskapazit\u00e4t von 10,6 GW (\u00e4hnlich wie heute) und E-Gas-Importpreisen von 120-160 \u20ac\/MWh (das Drei- bis Vierfache aktuelle fossile Gaspreise<\/a>).<\/p>\n\n\n\n Abbildung 1 zeigt die gegens\u00e4tzlichen saisonalen Schwankungen zwischen der Stromnachfrage und der Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen und Laufwasserkraftwerken. Unsere Ergebnisse f\u00fcr das Referenzszenario zeigen, dass der Stromhandel (in grau) eine entscheidende Rolle beim saisonalen Ausgleich spielt, w\u00e4hrend inl\u00e4ndische Ressourcen, einschlie\u00dflich Power-to-Gas und Gas-to-Power, eine erg\u00e4nzende Rolle spielen. Auf die Angebotsseite<\/strong>Die Wasserkraft tr\u00e4gt haupts\u00e4chlich zur Stromerzeugung im Winter bei, und Gasturbinen leisten einen bescheidenen Beitrag zur \u00dcberbr\u00fcckung der Winterversorgungsl\u00fccke. Auf die Nachfrageseite<\/strong>Technologien wie Pumpspeicherkraftwerke und Power-to-Gas absorbieren billigen Strom, der im Sommer erzeugt wird. Unsere Ergebnisse stimmen \u00fcberein mit weitere Forschung an der ETH Z\u00fcrich<\/a>die auch die Rolle des Stromhandels und der Gasverstromung bei der Winterstromversorgung hervorhebt.<\/p>\n\n\n\n Abbildung 1<\/strong>: Monatliches Stromangebot und -nachfrage im Jahr 2050 unter Ber\u00fccksichtigung des Referenzenergiehandels.<\/p>\n\n\n\n Im vorangegangenen Abschnitt wurde die saisonale Strombilanz im Referenzszenario untersucht, wobei die entscheidende Rolle des Energiehandels und die erg\u00e4nzenden Beitr\u00e4ge der Power-to-Gas- und Gas-to-Power-Technologien hervorgehoben wurden. Angesichts der Unsicherheiten in Bezug auf Die Integration der Schweiz in den europ\u00e4ischen Strommarkt<\/a> und die k\u00fcnftige Entwicklung eines europ\u00e4ischen Wasserstoffmarktes<\/a>Im Folgenden wird analysiert, wie sich \u00c4nderungen 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 Stromhandelskapazit\u00e4ten und E-Gas-Importpreisen.<\/p>\n\n\n\n Power-to-Gas im Sommer:<\/strong> Power-to-Gas nutzt haupts\u00e4chlich \u00fcbersch\u00fcssigen 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 Stromhandelskapazit\u00e4ten sinkt (d. h., sie bewegt sich innerhalb der Felder nach links). Au\u00dferdem wird Power-to-Gas wettbewerbsf\u00e4higer f\u00fcr die Versorgung mit Wasserstoff und Methan, wenn die E-Gas-Importpreise steigen (d. h. innerhalb der Felder nach unten). Der j\u00e4hrliche Power-to-Gas-Verbrauch (Summe der Werte in Abbildung 2a und 2b) erreicht 15% des Endstrombedarfs in dem Szenario mit dem am st\u00e4rksten eingeschr\u00e4nkten Stromhandel und den h\u00f6chsten E-Gas-Importpreisen (dargestellt durch die Zellen unten links in den Power-to-Gas-Panels in Abbildung 2).<\/p>\n\n\n\n Gas-zu-Strom im Winter: <\/strong>Abbildung 2c und 2d zeigen die Stromerzeugung aus inl\u00e4ndischen und importierten E-Gasen (d. h. Wasserstoff und Methan auf Strombasis). Importierte E-Gase werden f\u00fcr die Stromerzeugung verwendet, wenn die Importpreise 60% unter den Referenzwerten liegen. Inl\u00e4ndisch erzeugte E-Gase sind jedoch f\u00fcr die Stromerzeugung unerschwinglich, wie der minimale Beitrag von E-Gasen zur Stromerzeugung bei h\u00f6heren E-Gas-Importpreisen zeigt. Die Abbildungen 2e und 2f zeigen, dass unter diesen h\u00f6heren E-Gas-Importpreisen importiertes fossiles Gas zu einer rentableren Option wird, die sogar die zus\u00e4tzlichen Kosten f\u00fcr die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung rechtfertigt. Insgesamt unterst\u00fctzt Gas-to-Power vor allem die Winterstromversorgung, insbesondere bei eingeschr\u00e4nkten Stromimporten, wie in Abbildung 2c und 2e dargestellt. Bemerkenswert ist, dass in allen Szenarien ein R\u00fcckgang des Gesamtverbrauchs an fossilem Gas im Vergleich zu den heutigen Werten prognostiziert wird, selbst wenn fossiles Gas f\u00fcr die Stromerzeugung verwendet wird, was vor allem auf die Elektrifizierung der Heizung in Privathaushalten und Unternehmen zur\u00fcckzuf\u00fchren ist.<\/p>\n\n\n\n Abbildung 2<\/strong>: Gesamte Power-to-Gas- und Gas-to-Power-Energieumwandlung in Winter- und Sommerhalbjahren unter verschiedenen Energiehandelsszenarien f\u00fcr 2050. Die Farben entsprechen dem elektrischen Energieverbrauch (f\u00fcr Power-to-Gas) oder der elektrischen Energieproduktion (f\u00fcr Gas-to-Power), wobei die dunkelste Farbe 10,3% des j\u00e4hrlichen Endstromverbrauchs der Schweiz entspricht.<\/p>\n\n\n\n Saisonale Gasspeicherung:<\/strong> Die saisonale Dynamik von Gasangebot und -nachfrage spricht f\u00fcr eine Gasspeicherung zur Deckung des Gasendbedarfs im Winter. Insbesondere kann die Speicherung von im Inland produziertem Wasserstoff im Sommer die Abh\u00e4ngigkeit 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 L\u00f6sungen, wie z. B. ausgekleidete Felskavernen, in der Schweiz nach wie vor gr\u00fcndliche technische Bewertungen erfordern<\/a>, w\u00e4hrend Gro\u00dftanklager sind nach wie vor nicht kostendeckend<\/a>. Wenn sich ausgekleidete Felskavernen als realisierbar erweisen, kann die Schweiz von einer kombinierten Kapazit\u00e4t von bis zu 1,9 TWh f\u00fcr die Speicherung von Wasserstoff und Methan profitieren, insbesondere wenn keine billigen E-Gas-Importe m\u00f6glich sind (Abbildung 3). Zum Vergleich: Diese potenzielle Gasspeicherkapazit\u00e4t entspricht etwa einem Sechstel der Stromspeicherkapazit\u00e4t von Stauseen der Schweiz f\u00fcr Wasserkraft<\/a>.<\/p>\n\n\n\n Abbildung 3<\/strong>: Installierte Gasspeicherkapazit\u00e4t unter verschiedenen Energiehandelsszenarien f\u00fcr das Jahr 2050.<\/p>\n\n\n\n Zusammenfassend l\u00e4sst sich sagen, dass Power-to-Gas und Gas-to-Power vielversprechende Komponenten zur L\u00f6sung des saisonalen Energieungleichgewichts in der Schweiz sind, aber sie sind keine vollst\u00e4ndige L\u00f6sung. Diese Technologien werden vor allem dann relevant, wenn Beschr\u00e4nkungen des Stromhandels die M\u00f6glichkeit einschr\u00e4nken, \u00fcbersch\u00fcssigen Strom im Sommer zu exportieren oder im Winter zu importieren. Power-to-Gas tr\u00e4gt durch die Absorption des \u00fcbersch\u00fcssigen Sommerstroms zur Gasversorgung bei, aber importierte Gase werden vor allem im Winter weiterhin ben\u00f6tigt. Ebenso tr\u00e4gt die Umwandlung von Gas in Strom zwar zur Stromversorgung im Winter bei, doch ist diese Umwandlung von kosteng\u00fcnstigen Gasimporten abh\u00e4ngig. Diese Faktoren verdeutlichen die die entscheidende Rolle des Strom- und Brennstoffhandels<\/a> bei der Gestaltung eines kosteneffizienten zuk\u00fcnftigen Energiesystems und unterstreicht die Notwendigkeit einer proaktiven Politik, um den Zugang der Schweiz zu den europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkten zu sichern.<\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":" To achieve carbon neutrality by 2050, Switzerland anticipates significantly expanding solar photovoltaics and electrifying heating and transport, coinciding with the country\u2019s aimed nuclear phase-out. However, this development creates a seasonal imbalance, with high summer electricity generation but peak demand in winter. Our study investigates the role of power-to-gas technology as a potential solution, which converts surplus renewable electricity into hydrogen or methane. The findings suggest that these domestically produced gases can support a carbon-neutral gas supply, particularly under restricted energy trade conditions, but they remain cost-prohibitive for power generation.<\/p>","protected":false},"author":1,"featured_media":6043,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[47],"tags":[205,210],"coauthors":[75,76],"class_list":["post-4174","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-research-highlights","tag-energy-networks","tag-finance"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/4174","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=4174"}],"version-history":[{"count":5,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/4174\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":6677,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/4174\/revisions\/6677"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/media\/6043"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=4174"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=4174"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=4174"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=4174"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}Das gro\u00dfe Ganze: Saisonaler Flexibilit\u00e4tsbedarf und Anbieter<\/strong><\/h2>\n\n\n\n
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