Die Folgen der Dekarbonisierung des Energiesystems auf die Schweizer Stromversorgung

Die aktuelle Energiepolitik der Schweiz wird im Wesentlichen durch die Energiestrategie 2050 bestimmt. Diese Strategie beinhaltet hauptsächlich den Ersatz des Stroms aus stillgelegten Kernkraftwerken. Nicht berücksichtigt wurde dabei die bis spätestens 2050 notwendige Dekarbonisierung des Energiesystems, um die Ziele des Abkommens von Paris einhalten zu können. Der dazu erforderliche Ersatz fossiler Brennstoffe wird zu einer starken Zunahme des Strombedarfes führen. In diesem Bericht wird deshalb der Bedarf an Stromimporten gemäss der Energiestrategie 2050 aufgezeigt und darauf aufbauend die zusätzlichen Folgen für den Stromimport und die Versorgungssicherheit bei einer Dekarbonisierung des Energiesystems bis 2050 diskutiert. Die Schweiz importiert in den Wintermonaten aktuell etwa 4 bis 10 TWh Strom. Durch die Abschaltung von Atomkraftwerken, den zunehmenden Einsatz von Wärmepumpensystemen zur Heizung von Gebäuden und den Übergang zur Elektromobilität wird sich dieser Importbedarf in den nächsten 30 Jahren trotz Ausbau der erneuerbaren Energien gemäss den Zielsetzungen der Energiestrategie noch stark erhöhen. Ohne Berücksichtigung von Flugtreibstoffen wird der Strombedarf der Schweiz um etwa 50% und das Produktionsdefizit im Winter in der Folge von heute 9.8 TWh auf schätzungsweise 38 TWh pro Jahr ansteigen. Der geplante Ausbau der erneuerbaren Energien wird aber auch im Sommerhalb-jahr nicht mehr zur Deckung des Strombedarfes reichen. Die meisten umliegenden Länder erwarten nach Abschaltung der Kohle- und Atomkraftwerke ebenfalls einen Importbedarf von Strom im Winter. Es ist somit unklar, ob auch in Zukunft im Winter genug Strom importiert werden kann. Für die Versorgungssicherheit und die Wertschöpfung wäre es deshalb für die Schweiz wünschenswert, einen möglichst grossen Anteil ihres Strombedarfs selbst produzieren zu können. Das mit Abstand grösste Potential der erneuerbaren Energien weist in der Schweiz die Photovoltaik auf. Mit den gesetzten Ausbauzielen wird dieses Potential bei weitem nicht ausgeschöpft. Gemäss den bisherigen Standpunkten sollen Photovoltaik-Anlagen ausschliesslich auf Gebäuden und evtl. auf weiteren bestehenden Infrastrukturen gebaut werden. Die intermittierende Produktion kann mit Gebäude-integrierten Batteriespeichern, Nutzung von Batterien in Elektromobilen und insbesondere den Pumpspeicherkraftwerken auf Tages- und Wochenbasis gut dem effektiven Bedarf angepasst werden. Mit Power-to-Gas ist eine Technologie zur Umwandlung von nicht zeitgleich nutzbarem Strom in Was-serstoff oder Methan verfügbar. Das Gas steht danach zur sofortigen Verwendung, zum Beispiel in der Industrie oder Mobilität, oder zur saisonalen Speicherung zur Verfügung. Die Rückverstromung dieses Gases ist zwar technisch ebenfalls möglich, aber energetisch ineffizient und sehr teuer. Studien zeigen, dass die saisonale Speicherung mit Power-to-Gas erst bei einem Anteil von Wind- und PV-Strom von mehr als 60% des Strombedarfes sinnvoll ist. Beim geplanten Ausbautempo von Wind- und Photovol-taik in der Schweiz wird kein Strom für eine saisonale Speicherung mit Power-to-Gas zur Verfügung stehen. Um ihre Verpflichtungen zur Begrenzung des Klimawandels wahrnehmen zu können, muss die Schweiz rasch handeln. Der mit Abstand grösste Handlungsbedarf besteht derzeit in der Schweiz bei der effizienten Nutzung von Energie und beim verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energieproduktion. Aus wirtschaftlicher Sicht lohnt sich insbesondere die weitere Verfolgung von Technologien, wie z.B. Windenergie oder Photovoltaik in den Alpen, welche überwiegend im Winter Strom produzieren und keine saisonale Speicherung benötigen

Spannungseinprägende aktive Filter zur Kompensation der Stromverzerrungen von Netzstromrichtern

In dieser Arbeit wird der Einsatz von spannungseinprägenden aktiven Filtern zur Oberschwingungskompensation von Netzstromrichtern vorgeschlagen. Basierend auf einer Modellbildung dieser neuartigen Stromrichterkonfiguration wird ein Betriebskonzept abgeleitet, das eine Erfüllung dieser Aufgabenstellung mit geringer Regelbandbreite, geringem passiven Filteraufwand und hohem Wirkungsgrad bei nur geringfügiger Erhöhung der installierten Schalterleistung ermöglicht

Solarstrom aus Nordafrika: Rahmenbedingungen und Perspektiven

'Die Idee, in der Wüste erzeugten Solarstrom nach Europa zu exportieren, ist bestechend - sowohl aus klima- und energiepolitischer Perspektive als auch mit Blick auf das von Europa verfolgte Ziel, die Kooperation mit den südlichen Nachbarstaaten zu intensivieren. Entsprechend haben der 2008 im Rahmen der Mittelmeerunion lancierte Solarplan für das Mittelmeer sowie die privatwirtschaftliche Desertec Industrial Initiative, die 2009 von einem Kosortium um die Münchener Rück ins Leben gerufen wurde, breites politisches und mediales Interesse geweckt. Aber die überaus ambitionierten Projekte werden sich nur umsetzen lassen, wenn es gelingt, nicht nur die nötigen finanziellen und energiewirtschaftlichen, sondern auch die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen zu schaffen. Die Hürden sind zahlreich: Auf nationalstaatlicher Ebene wirken in der Energiepolitik Nationalismus und Strukturkonservatismus fort. Damit fehlt auch auf EU-Ebene der Wille zur Schaffung eines für die Kommerzialisierung der Projekte erforderlichen grünen Strommarktes. Im südlichen Mittelmeerraum wiederum sind die Investitionsbedingungen problematisch. Allerdings bieten sich wenig Alternativen und ist der Zeitpunkt günstig: In Europa, weil die Kraftwerkparks und die Stromnetze modernisiert werden müssen; in Nordafrika, weil die Staaten einen rapide wachsenden Stromkonsum haben und sich nach neuen Energiequellen umsehen. Aber die Weichen müssen jetzt gestellt werden - selbst, wenn der Strom erst 2050 fließen soll. Sinnvoll ist zunächst der zeitnahe Bau von symbolträchtigen Leuchtturmprojekten sowie die Abkehr vom physischen Export des Stroms und stattdessen die Einführung eines virtuellen Handels. Gleichzeitig ist die Politik gefragt, stabile rechtliche Rahmenbedingungen auf mehreren Ebenen zu befördern.' (Autorenreferat

Multifunktionaler Einsatz von Batteriespeichern in elektrischen Verteilnetzen: Optimale Auslegung und Betrieb

Der zunehmende Bedarf an Flexibilisierungsmöglichkeiten des elektrischen Energiesystems ist als direkte Folge des strukturellen Systemwandels zu sehen. Veränderungen in allen drei Bereichen des Stromnetzes (Erzeugung, Verbrauch, Transport) führen zu einer wachsenden Volatilität des Energieflusses, welche durch geeignete Maßnahmen aufgefangen werden muss. Während netzbasierte Energieüberschüsse vor allem durch Netzausbau und konventionelle Netzführung ausgeglichen werden können, verlangen marktbasierte Überschüsse mit zunehmendem Volatilitätsgrad in der Erzeugung nach Möglichkeiten der zeitlichen Verschiebung. Die Nutzung neuartiger Energiespeichertechnologien, wie Batteriespeichersysteme, ist einerseits notwendig auf Grund des fehlenden Ausbaupotentials konventioneller Pumpspeicher, aber andererseits auch mit Unsicherheiten angesichts fehlender Betriebserfahrungen im großtechnischen Einsatz und den aktuell noch hohen Investitionskosten verbunden. Die vorliegende Arbeit betrachtet den Einsatz von Batterieenergiespeichern (BES) im elektrischen Verteilnetz und ist dabei in die komplexe Auslegung und Betrieb unter jeweils verschiedenen Optimierungszielen aufgeteilt. Dies beginnt mit der Analyse der regulatorischen Rahmenbedingungen und der darauf aufbauenden Betrachtung potentieller Anwendungsfälle. Durch die Kombination unterschiedlicher Modellierungsansätze auf Zellund Batteriesystemebene wurde anschließend die Grundlage für die Bewertung ausgewählter Anwendungsfälle aus verschiedenen Gebieten sowie deren möglicher Kombination mit Zusatzanwendungen geschaffen. Des Weiteren wurde mit Hilfe eines modifizierten Zyklenzählverfahrens sowie einer auf Messwerten basierenden Wichtung entsprechend der Zyklierungstiefe ein Modell zur Nachbildung der Alterungseffekte für BES konzipiert und umgesetzt. Die Szenarien werden hinsichtlich Wirtschaftlichkeit unter Beachtung der genannten Aspekte bewertet. Die theoretischen Analysen werden anschließend im Vergleich zu einem realen Feldtest unter Nutzung einer 1 MW / 0,5 MWh-Referenzanlage betrachtet und der Speichereinsatz bewertet. Abschließend wird ein Ansatz zur Bestimmung eines online BES-Zustandsindizes, welcher auf einfachen Betriebsdaten beruht und weder zusätzliche Messdaten benötigt, noch den laufenden Betrieb beeinflusst, vorgestellt

Regenerative Energieträger zur Sicherung der Grundlast in der Stromversorgung. Endbericht zum Monitoring

Der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung Deutschlands steigt in den letzten Jahren mit beeindruckender Geschwindigkeit: er beträgt bereits über 20 %, davon etwa die Hälfte aus fluktuierenden Quellen – vor allem Windkraft und Photovoltaik. Langfristig (bis 2050) wird die Zielsetzung einer nahezu Vollversorgung mit erneuerbaren Energien verfolgt. Damit wird deutlich, dass das System der Stromversorgung in den nächsten Jahrzehnten einem Umbruch historischen Ausmaßes unterliegen wird. Der TAB-Bericht geht der Frage nach, wie unter diesen Bedingungen die Grundlast in der Stromversorgung weiterhin gesichert werden kann. Diese Frage kann nur in einer Systemperspektive angegangen werden, die alle Ebenen umfasst: von der Erzeugung über den Transport und die Verteilung bis hin zum Verbrauch von Elektrizität. Daher erweitert sich die Fragestellung dahingehend, wie eine gesicherte Versorgung insgesamt organisiert werden kann. Es zeigt sich, dass das Stromsystem wesentlich flexibler als bisher auf unterschiedliche Einspeise- und Nachfragesituationen reagieren können muss. Optionen zur Steigerung der Flexibilität existieren in vielen Bereichen: > Erhöhung der Leistungsfähigkeit der Netze > Flexibilisierung des konventionellen Kraftwerksparks und dessen Betriebsweise > stärkere Orientierung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien an der Nachfrage > Lastmanagement, sowie nicht zuletzt Errichtung von zusätzlichen Speichern In allen diesen Handlungsfeldern werden im TAB-Bericht Handlungsoptionen identifiziert, wie die öffentliche Hand bzw. die energiepolitischen Akteure in Exekutive und Legislative durch Gestaltung von Rahmenbedingungen dazu beitragen können, dass der anstehende Umbau der Stromversorgung gelingen kann. INHALT ZUSAMMENFASSUNG 5 I. EINLEITUNG 19 II. ELEKTRIZITÄTSVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND 23 1. Ausbauziele und Szenarien für RES-E 25 2. Grundlast und gesicherte Versorgung 29 III. STROMNETZE 39 1. Erweiterung der Netzkapazität 39 1.1 Optimierung des Netzbetriebs 39 1.2 Massnahmen zur Netzverstärkung 40 1.3 Netzausbau 42 2. Netzausbaubedarf und Kosten 44 2.1 Deutschland 45 2.2 Europäische Perspektive 54 2.3 Transeuropäisches Supergrid 56 IV. SPEICHER UND WEITERE FLEXIBILISIERUNGSOPTIONEN 63 1. Speicher 64 1.1 Speicherbedarf 66 1.2 Speicherkosten 68 1.3 Speichertechnologien 70 2. Weitere Flexibilisierungsoptionen 83 2.1 Biogas 83 2.2 Wärme als Stromsenke – Verbindung zum Wärmesektor 86 2.3 Lastmanagement 88 2.4 Ausbau des Stromaustausches mit Norwegen 92 2.5 Regenerative Kombi-/Hybridkraftwerke 94 3. Speicher und weitere Flexibilisierungsoptionen: Zwischenfazit 97 V. SZENARIENANALYSE 99 1. Vorgehensweise 99 2. Bestimmung der Einspeiseprofile im Referenzjahr 100 3. Szenariodarstellung 101 4. Situation des Stromversorgungsystems ohne Flexibilisierungsoptionen 103 5. Begrenzungen und Flexibilisierungsoptionen 106 5.1 Systemdienstleistungen 107 5.2 Bestehende Flexibilisierungsoptionen 108 5.3 Geplanter Ausbau der bestehenden Flexibiliersungsoptionen bis 2020 109 6. Parametrisierung der Flexibilisierungsoptionen 111 6.1 Beschreibung des Modellierungsansatzes 112 6.2 Ergebnisse zur Glättung der Residuallast 113 6.3 Ergebnisse zur Glättung der RES-E-Einspeisung 115 6.4 Netzengpässe als weitere Begrenzung 118 7. Kernergebnisse der Analyse 118 VI. INTERNATIONALE ERFAHRUNGEN 121 1. Dänemark 122 2. Iberische Halbinsel 124 3. Vergleich mit Deutschland 125 VII. HANDLUNGSFELDER UND HANDLUNGSOPTIONEN 129 1. Netzengpässe und Netzausbau 129 2. Konventionelle Kraftwerke 131 3. Flexibilisierungsoptionen 133 4. Regelmarkt 137 5. Strommarktdesign 138 6. Europäische Kooperation 138 VIII. LITERATUR 139 1. In Auftrag gegebene Gutachten 139 2. Weitere Literatur 139 IX. ANHANG 153 1. Tabellenverzeichnis 153 2. Abbildungsverzeichnis 15

Die Regulierung von Gas- und Strommärkten in Deutschland

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Energiepolitik in Österreich seit dem 2. Weltkrieg

Entwicklung der Östereichischen Energiepolitik seit dem 2. Weltkrieg unter Einschluß der erneuerbaren Energien, staatliche eingriffe und ihre Auswirkungen auf die Volkswirtschaft

Zukünftige Themen der Innovations- und Technikanalyse : Methodik und ausgewählte Ergebnisse (KIT Scientific Reports ; 7605)

Präsentation der Ergebnisse und Methodik des Projekts ITA-Monitoring" zur Identifizierung zukünftiger Themen der Innovations- und Technikanalyse für das BMBF und die Herausarbeitung ihrer jeweils besonderen Fragestellungen. Neben dem Thema "Elektromobilität" werden die Fragestellungen "Smart Grids", "Nichtmedizinische Anwendungen der Neurowissenschaften" und "Klebrige Informationen" dargestellt