dadurch stets deutlich über dem erneuerbaren Stroms. Das resultierende CO2-Äquivalent des Gasmixes liegt u.a. In keinem der Szenarien kann bei weiterhin unterstelltem hohen Verbrauch eine vollständige Substitution fossilen Erdgases durch erneuerbare Gase erreicht werden. Die durchgeführte ökologische Parametervariation verdeutlicht die ökonomischen und ökologischen Konsequenzen der strikteren Bilanzierung von Vorkettenemissionen bei der Förderung von Erdgas.
Investitionskostenförderungen unterstützen insbesondere Power-to-Gas-Anlagen. Ein CO2-Preis von 304 €/t in 2050 führt zu 45,5% erneuerbaren Gasen. So steigt der erneuerbare Anteil des Gasmixes im Modell auf 59,6%, wenn 2050 Grenzübergangspreise i.H.v. Stärker steigende CO2- und Grenzübergangspreise hingegen begünstigen den Zubau grüner Gase stark. Brennstoffförderungen, zinsfreie Kredite sowie ein verstärkter Ausbau erneuerbarer Stromerzeuger zeigen sich hierzu als wenig effektive Mittel. Im definierten Business as Usual ist kein wesentlicher Ausbau erneuerbarer Erzeuger beobachtbar, was die Notwendigkeit zur Förderung erneuerbarer Gase nochmals verdeutlicht. Zusätzlich wird der Einfluss unterschiedlicher Bilanzierungen von Methanschlupf bei der Förderung von Erdgas auf die Ergebnisse analysiert sowie der Effekt singulärer Marktereignisse am Bespiel der Ukrainekrise betrachtet.
Anschließend werden mit MIREG die Auswirkungen unterschiedlicher Förderinstrumente und wirtschaftlicher Entwicklung auf die Penetration erneuerbarer Gase szenariobasiert untersucht. Mithilfe einer Ausbauplanung können darüber hinaus Investitionsentscheidungen modellendogen getroffen werden. Ein Gleichgewichtsmodell optimiert die resultierenden Gaspreise und Speichereinsätze und erlaubt die Abbildung eines Gasmarkts bei steigenden Anteilen erneuerbarer, dezentraler Gaserzeuger. Die Kombination mit den relevanten Rohstoffmärkten (Strom- und Biomassemarkt) berücksichtigt Wechselwirkungen innerhalb des Energiesystems. Darin werden erneuerbare Gaserzeuger hinsichtlich ihrer techno-ökonomischen Performance sowie ihrer Treibhausgasemissionen detailliert systemdynamisch abgebildet. Zunächst wird zu diesem Zweck das Energiesystemmodell MIREG (Model for the Integration of Renewable Gases) entwickelt und vorgestellt. Hauptziel dieser Thesis ist es deshalb, szenariobasiert und modellgestützt mögliche Transitionspfade zur Förderung erneuerbarer Gase zu ermitteln und zu analysieren, und damit zur aktiven Gestaltung des künftigen Gasmarkts beizutragen.
Diese bieten zwar signifikantes Potenzial zur Einsparung von Treibhausgasemissionen, können sich unter den aktuellen politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen allerdings nicht etablieren. In diesem Kontext stehen Technologien bereit, welche Erdgas durch erneuerbares Methan oder Wasserstoff substituieren können. Gleichzeitig stellt die Diskussion um Treiber, Quelle und vor allem Größenordnung von Methanschlupf während der gesamten Prozesskette die Rolle von Erdgas als Brückenenergieträger in Richtung Klimaneutralität in Frage. Auch mittelfristig wird in aktuellen Analysen damit gerechnet, dass die Nachfrage nach Erdgas groß bleiben wird. The increased arrival of Russian gas in Northern Germany however will have a sustained impact on the roles of the other import pipelines, investments in alternative import infrastructure and gas flows in Western Europe in general.Įrdgas spielt eine zentrale Rolle im heutigen Energiesystem Deutschlands. In both scenarios, Nord Stream exhibits a cannibalization effect on the traditional Russian export routes -at least in the short run. It is shown that although bottlenecks within the European transmission grid are not yet a problem, transit capacity in Central Europe will soon be an issue. We analyse a scenario where Russian exports are allowed to increase alongside the capacity increase and one where they are not.
To demonstrate the model's capabilities, we examine the effects of the Russian-German Nord Stream (Baltic Sea) import pipeline with respect to its impact on Europe's infrastructure system, especially volume flows within the grid and the utilization of import pipelines with the respective effect on Europe's gas supply mix. We present a model that allows such forecasts and therefore an integrated analysis of new pipeline, storage or LNG terminal investments with a high resolution of time and space.
#Wenn ich bleibe streamcloud full#
However, up to now it has always been diffcult to assess the full impact of these projects as interdependencies within the whole European gas infrastructure system were hard to predict. Europe's increasing import dependency in natural gas facilitates a number of new infrastructure projects.
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