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Vor dem Hintergrund zunehmender Bestrebungen zum Klimaschutz und einer auf Liberalisierung ausgerichteten Energieversorgung in Europa wird in der vorliegenden Arbeit die Rolle von Kraftwerken mit CO2-Abtrennung und dem anschließenden CO2-Transport und der Speicherung (Carbon dioxide Capture and Storage - CCS) bewertet. CCS-Kraftwerke stellen eine technische Option zur signifikanten Reduktion der CO2-Emissionen bei der Bereitstellung elektrischer Energie auf Basis fossiler Rohstoffe dar. CCS-Technologien befinden sich derzeitig im Pilot- bzw. Demonstrationsstadium, wobei hinsichtlich der zukünftigen technischen und ökonomischen Parameter dieser Anlagen gegenwärtig zum Teil erhebliche Unsicherheiten bestehen. Sowohl die erreichbaren CCS-Kraftwerksparameter als auch die energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen bestimmen, inwieweit CCS-Kraftwerke gegenüber anderen CO2-armen bzw. CO2-freien Stromerzeugungstechnologien wettbewerbsfähig sind und welchen Beitrag sie zur zukünftigen Strombereitstellung leisten können. In der Untersuchung werden unter Verwendung eines modellgestützten systemanalytischen Ansatzes die wesentlichen energiewirtschaftlichen sowie energie- und klimapolitischen Einflussfaktoren und deren Auswirkungen auf die erreichbare Marktstellung von CCS-Kraftwerken im europäischen Elektrizitätsmarkt bis zum Jahr 2050 sowie deren strukturelle und kostenseitigen Implikationen auf das europäische Energiesystem untersucht. Die derzeitig bestehenden Unsicherheiten in Bezug auf die erreichbaren Investitionskosten und Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken werden dabei explizit berücksichtigt, und es wird der Frage nach den Auswirkungen von Veränderungen dieser beiden Parameter auf die Position von CCS-Kraftwerken am Elektrizitätsmarkt nachgegangen. In der Analyse wird sowohl den Beziehungen innerhalb des Elektrizitätssektors, als auch den Wechselwirkungen mit vor- und nachgelagerten Bereichen des Energiesystems sowie länderspezifischen Besonderheiten bei der Energieversorgung in den jeweiligen europäischen Staaten Rechnung getragen. Hierzu sind insbesondere die Kosten und Potenziale für den Transport und die Speicherung des CO2 in den jeweiligen europäischen Staaten zu zählen. Die Ergebnisse der Untersuchung in Bezug auf die energie- und klimapolitischen Einflussgrößen zeigen, dass sich sowohl die Vorgaben zur Reduktion der Treibhausgase in Europa als auch die energiepolitischen Entscheidungen hinsichtlich der Nutzung der Kernenergie in besonderem Maße auf die Stromerzeugung in Kraftwerken mit CO2-Abtrennung auswirken. Bei Fortführung der derzeitigen Politiken zur Nutzung der Kernenergie in den europäischen Ländern und einer starken Reduktion der Treibhausgase in Europa ist ein Anteil von CCS-Technologien an der gesamten Nettostromerzeugung in der EU-27 von knapp 20% in 2050 erreichbar. Dies setzt die Existenz des rechtlichen Rahmens und der gesellschaftlichen Akzeptanz für den Aufbau und den Betrieb der entsprechenden Infrastruktur für den CO2-Transport und die Speicherung voraus. Hinsichtlich des Einflusses klimapolitischer Zielvorgaben auf die Perspektiven von CCS-Kraftwerken ist festzuhalten, dass sich eine Bandbreite für die langfristigen Treibhausgasminderungsziele in der EU-27 zwischen ca. 65% und 85% in 2050 gegenüber der Kyotobasis ableiten lässt, in der CCS-Markanteile größer 15% (2050) bezogen auf die EU-27 Nettostromerzeugung erreicht werden können. In diesem Minderungsbereich steigt bei Verschärfung des Treibhausgasminderungszieles neben dem Emissionszertifikatspreis auch die Stromnachfrage an, was aus Substitutionseffeken auf der Verbrauchsseite von Technologien auf Basis fossiler Energieträger durch Stromanwendungen resultiert. CCS-Kraftwerke können zukünftig zur Deckung der ansteigenden Stromnachfrage beitragen sowie CO2-intensivere Stromerzeugungstechnologien substituieren. Im Gegensatz dazu ergeben sich unter moderaten als auch unter sehr hohen Treibhausgasminderungszielen deutlich geringere Marktanteile. Unter moderaten Treibhausgasreduktionszielen gehen aufgrund niedriger Emissionszertifikatspreise nur bedingt Anreize für die Anwendung der CCS-Technologie aus. Unter sehr starken Treibhausgasminderungsbedingungen sind niedrige Marktanteile auf die verminderteWettbewerbsfähigkeit von CCS-Kraftwerken aufgrund der restlichen CO2-Emissionen bei einer nicht 100%igen Abtrennung des CO2 aus dem Kraftwerksprozesses und der begrenzten Menge an Emissionsrechten sowie entsprechend hohen Zertifikatspreisen zurückzuführen. In Bezug auf die Rolle der Kernenergie ist zu beobachten, dass eine Ausweitung der Nutzungsmöglichkeiten der Kernenergie zu einem Rückgang des CCS-Anteils an der Nettostromerzeugung in der EU-27 auf bis zu ca. 10% in 2050 führt, da Kernkraftwerke im Vergleich zu CCS-Kraftwerken unabhängig vom Treibhausgasminderungsziel Strom zu geringeren Gestehungskosten erzeugen und damit direkt Marktanteile von CCS-Kraftwerken substituieren. Die regionale Analyse verdeutlicht, dass CCS-Technologien besonders in den Anrainerstaaten der Nordsee Anwendung finden, was auf die im Vergleich zu anderen Regionen günstigen CO2-Transport und Speicherbedingungen zurückgeführt werden kann. Je nach energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen werden bis zu 50% der gesamten abgetrennten CO2-Mengen der EU-27 in den Anrainerstaaten der Nordsee abgetrennt und gespeichert, wobei insbesondere die Speicherung in salinen Aquiferen die kostengünstigste Option darstellt. Zur Bewertung der Unsicherheiten in Bezug auf die erreichbaren CCS-Kraftwerksparameter wurden anhand einer Literaturstudie entsprechende Wertebereiche für zukünftige Investitionskosten und Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken bestimmt. Diese Wertebereiche fanden in Form einer Parametervariation in der modellbasierten systemanalytischen Untersuchung Berücksichtigung. Der Wertebereich für Wirkungsgradverluste für die CO2-Abtrennung bezogen auf den Nettowirkungsgrad der Technologien ohne CCS beträgt 6 bis 12%-Punkte für Erdgas- und Kohletechnologien gleichermaßen. Die zusätzlichen Investitionskosten für die CO2-Abtrennung bewegen sich für kohlegefeuerte Anlagen in einer Bandbreite zwischen 20 und 75% und für Erdgasanlagen zwischen 30 und 100% der Investitionskosten der entsprechenden Kraftwerkstechnologien ohne CCS. Die Ergebnisse der Parametervariation zeigen, dass Veränderungen der CCS-Kraftwerksparameter im untersuchten Bereich in Abhängigkeit von den energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen unterschiedlich starke Zuwächse der CCS-Stromerzeugung hervorrufen. Unter günstigen Rahmenbedingungen können durch die Reduktion der Investitionskosten und die Steigerung der Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken im untersuchten Wertebereich zusätzliche Strommengen in CCS-Kraftwerken in der EU-27 von bis zu 360 TWh in 2050 erzeugt werden. Die geringsten Auswirkungen durch Änderungen der CCS-Kraftwerksparameter sind unter moderaten Klimazielen zu beobachten. Der Einfluss der untersuchten energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen wirkt sich im Vergleich zu den Unsicherheiten hinsichtlich der Wirkungsgrade und Investitionskosten zum Teil wesentlich stärker auf die Perspektiven von CCS-Kraftwerken am europäischen Elektrizitätsmarkt aus. Daraus lässt sich ableiten, dass es nur bedingt möglich ist, reduzierte Marktanteile aufgrund veränderter energie- und klimapolitischer Rahmenbedingungen durch Steigerungen der Wirkungsgrade und Reduktion der Investitionskosten von CCS-Technologien zu kompensieren. Durch veränderte CCS- Kraftwerksparameter werden neben einem Anstieg der Stromnachfrage vor allem Substitutionseffekte innerhalb der Strombereitstellung hervorgerufen. Generell ist zu beobachten, dass durch die Reduktion der Investitionskosten und Steigerung der Wirkungsgrade von CCS-Kraftwerken mittelfristig primär die Stromproduktion aus fossil befeuerten Kraftwerken ohne CCS substituiert wird und langfristig die Strombereitstellung aus erneuerbaren Energien. ; Against the background of an increasing importance of climate change mitigation and the liberalization of the European energy supply this study assesses the perspectives of power plants with Carbon dioxide Capture and Storage (CCS). CCS power plants represent one option to reduce CO2 emissions of fossil energy based electricity production significantly. Today, CCS technologies are in the pilot and early demonstration phase with various uncertainties concerning their future technical and economic parameters. The perspectives of CCS power plants are determined by both the energy and climate policy framework and the achievable power plant parameters. These factors influence the competition with alternative CO2 avoidance options in the energy system, especially with low-carbon or carbon-free electricity generation, and have impact on future stakes of CCS power plants in the European electricity market. In this study the deployment of CCS power plants is investigated for the European electricity market until 2050 taking different energy and climate policy framework conditions into consideration. By applying an integrated model-based approach, structural changes of the whole energy system are incorporated, including their implications on costs and emissions. The study addresses uncertainties concerning future CCS power plant invest costs and efficiencies explicitly, and analyses the effects of changes of these parameters with respect to the perspectives of CCS power plants in Europe. Thereby, interdependencies on horizontal level related to competition of different technologies within the electricity sector are examined, but also vertical interdependencies resulting from effects between the upstream and energy demand sectors. In order to reflect the heterogeneity among the national energy systems in Europe, country specific particularities on technical aspects and energy policy are taken into account, such as potentials and costs of CO2 storage, and national regulations on the use of nuclear power and renewable energy. The results of the analysis reveal a strong influence of the stringency of the EU greenhouse gas reduction target and the policy on the use of nuclear energy on the perspectives of CCS power plants in the European electricity market. Under a regime with the continuation of today's energy policies on nuclear power and a strong greenhouse gas mitigation target for Europe a 20% CCS share of the total EU-27 net electricity generation can be reached in 2050, presuming the existence of the legal framework and public acceptance for the corresponding CO2 transport and storage infrastructure. CCS power plants can contribute to cover the growing electricity demand and to replace CO2 intensive fossil fuel based electricity generation. Thereby, the growing electricity demand results from the substitution of fossil-based end use technologies by electricity applications under stringent greenhouse gas mitigation obligations. Conversely to strong climate policies, less ambitious greenhouse gas reduction targets effect less CCS penetration as a consequence of lower carbon certificate prices. But also under very strong greenhouse gas reduction targets (>85% in 2050 compared to Kyoto base) CCS power plants face comparably low market shares due to their resulting CO2 emissions if not 100% of the CO2 is captured and high carbon certificate prices. Regarding the role of nuclear power, the study shows a reduction of the EU market share of CCS power plants to about 10% in 2050 if energy policy regulation would allow a more extensive use of nuclear energy in the EU member states compared to the current decisions on nuclear energy. The results on regional level indicate a high importance of CCS applications in the neighbouring countries of the North Sea, since these countries are characterised by more favourable CO2 transport and storage conditions compared to other European countries. Depending on the energy and climate policy framework up to 50% of the total storage quantities in the EU-27 until 2050 are captured and stored in the neighbouring countries of the North Sea with saline aquifers being the dominant storage option. In order to assess the uncertainties related to future invest costs and efficiencies of CCS power plants a variation of the corresponding parameters has been performed. The range for the parameter variation is based on a literature study and has been determined for the efficiency loss of the CCS power plants compared to the reference technology without CO2 capture between 6% points and 12% points for both coal and natural gas technologies. The range of additional invest cost for CO2 capture is for coal power plants between 20 and 75% of the costs of the coal technology without CCS and for natural gas between 30 and 100% respectively. From the results of the parameter variation can be concluded, that changes of these parameters effect different strong impacts on the market share of CCS power plants depending on the energy and climate policy framework. Under the most favourable conditions for CCS technologies the decrease of efficiency loss as well as of the invest costs leads to additional 360TWh of the CCS-based electricity generation in 2050, which increases the share of CCS power plants of total net electricity generation in the EU-27 to 27%. Only few impacts from changes of the CCS power plant parameters can be observed under moderate climate targets. Comparing the influence of different policy frameworks analysed in this study with the influences of the variation of the technical and economic CCS power plant parameters shows, that uncertainties concerning energy policy measures can have a stronger influence on the perspectives of CCS in Europe than uncertainties regarding invest costs and efficiencies. For certain market conditions this also means, that reduced market perspectives of CCS technologies, which might happen due to changes of the energy policy framework, cannot entirely be offset by increasing the efficiencies and reducing the invest costs of CCS power plants. Changes of CCS power plant parameters impact both an increase of the electricity demand and the substitution of alternative generation technologies. In the mid-term, mainly fossil-based electricity generation without CCS is substituted as result of reductions of invest costs and increases of efficiencies of CCS power plants, and in the long-run mainly the electricity generation from renewable energy.

Im Rahmen des Forschungsvorhabens "Integrierte Szenarioanalysen zu Energie- u. Klimaschutzstrategien in Deutschland in einem Post-Kyoto-Regime" wird analysiert, wie sich die unterschiedlichen energie- u. klimapolitischen Zielvorstellungen in Deutschland, in Europa u. weltweit auf die Entwicklung von Energieversorgung u. -anwendung in Deutschland auswirken u. welche Folgen dies wiederum auf die Entwicklung der energiebezogenen Emissionen haben wird. Damit sollen Daten u. Analysen vorgelegt werden, die eine belastbare Basis für die Ausgestaltung der energiepolitischen Rahmenbedingungen in Deutschland darstellen, die sich an den Zielen einer sicheren, wirtschaftlichen, umwelt- u. nachweltverträglichen, d. h. dem Leitbild der "nachhaltigen Entwicklung" entsprechenden Energieversorgung orientiert, so dass sowohl die ökonomischen als auch die ökologischen Anforderungen bestmöglich erfüllt werden können.

Sustainable and inclusive decarbonisation of European cities is a pre-requisite for achieving carbon neutrality at the EU level. As melting pots and demand hubs, cities are responsible for a majority of greenhouse gas emissions. For a transition towards zero-carbon cities, in the EU as elsewhere, a holistic approach and extensive collaboration is needed that can move city action beyond simply increasing the number of localized low-carbon solutions. This DEEDS Policy Brief outlines key features of EU research and innovation needs and proposes policy measures to promote zero-carbon European cities. ; This Polciy Brief is published as part of the deliverables within the Horizon 2020 DEEDs (Dialogue on European Decarbonisation Pathways) project (GA No. 776646) ; Horizon2020 project DEEDS (Dialogue on European Decarbonisation Pathways) GA No. 776646

Lecture Notes in Energy Volume 30 ; In: Informing Energy and Climate Policies Using Energy Systems Models ; In a climate constrained future, hybrid energy-economy model coupling gives additional insight into interregional competition, trade, industrial delocalisation and overall macroeconomic consequences of decarbonising the energy system. Decarbonising the energy system is critical in mitigating climate change. This chapter summarises modelling methodologies developed in the ETSAP community to assess economic impacts of decarbonising energy systems at a national level. The preceding chapter focuses on a global perspective. The modelling studies outlined here show that burden sharing rules and national revenue recycling schemes for carbon tax are critical for the long-term viability of economic growth and equitable engagement on combating climate change. Traditional computable general equilibrium models and energy systems models solved in isolation can misrepresent the long run carbon cost and underestimate the demand response caused by technological paradigm shifts in a decarbonised energy system. The approaches outlined within have guided the first evidence based decarbonisation legislation and continue to provide additional insights as increased sectoral disaggregation in hybrid modelling approaches is achieved.

Ambitions to mitigate climate change, increase the pressure to reduce greenhouse gas (GHG) emissions across all sectors of the economy, with significant implications for the energy landscape as well as other emissions sources. Switzerland has committed to reducing its annual direct emissions of GHG by 50% by 2030 compared to 1990. A major share of this reduction shall be achieved domestically while some emissions can be based on measures abroad through the use of international credits. The Swiss government has also formulated the long-term goal to reduce GHG emissions in 2050 by 70-85% compared to 1990 levels (including measures abroad), and to achieve climate neutrality after 2050. Today, domestic GHG emissions in Switzerland originate by about 60% from energy conversion in the transport and building sectors, and by 40 % from other sources including industry. Carbondioxide (CO2) is the major GHG that is emitted with the transport sector being the sector with largest contribution. Given this distribution of GHG emissions, particularly CO2 emissions in the demand sectors attributable to energy conversion and industrial production processes need to be avoided to achieve the climate goals. As of 2017, the Swiss electricity sector is already almost CO2-free as electricity is mainly generated from hydropower (60%), nuclear (32%) renewable and non-renewable combustible energy (5%) and other renewable energy (4%). Future pathways for the developments of the Swiss energy sector are framed by the Swiss Energy Strategy 2050, which aims at discontinuing energy supply from nuclear power plants in Switzerland, and promoting renewable energy and energy efficiency. The transformation of the Swiss energy economy calls for the deployment of new low-carbon energy solutions while maintaining the high level of energy supply reliability, which in particular applies to the electricity sector. One option to provide low-carbon energy services is an increased electrification of energy demand services while using low-carbon generation sources. Against the background of a growing share of variable renewable energy sources in the electricity mix, such as wind and solar energy, the challenges of temporal and spatial balancing of supply and demand is expected to increase in future. Temporal balancing arises due to the inevitable mismatch between renewable electricity production and demand as a consequence of day/night cycles, weather effects and seasonal differences, while spatial balancing is resulting from differences between the locations of electricity production and consumption. A future Swiss energy supply substantially relying on large shares of intermittent electricity generation (mainly photovoltaics and wind power) will need sufficient flexibility options. These must allow for shifting energy between day and night as well as from summer to winter: roof-top PV installations, which exhibit the largest potential for new renewable electricity generation in Switzerland by far, show a distinct seasonal peak in summer and daily peak at noon. These peaks in electricity generation – if not to be curtailed – must either be stored and re-used as electricity at times without sufficient generation, or transformed into other energy carriers such as gases and liquids, which can be used as e.g. transport or heating fuels. In addition to the flexible power plants operated in Switzerland already today, i.e. dam hydro plants and pump storage power plants, increasing the system's flexibility and installing of further flexible power plants and storages becomes inevitable at very high shares of wind and solar PV electricity production in order to operate the electricity system cost-efficiently and to ensure the system's secure operation. A related aspect concerning flexibility options is their location in the system, which, preferably, is close to the Solar-PV generation sites which are often embedded in the consumption centres. There are multiple technologies and measures to avoid CO2 emissions and to increase the energy system's flexibility with Power-to-X (P2X) technologies representing one possible option of the technology portfolio. As defined in this White Paper, the terminology "P2X" refers to a class of technologies that use an electro-chemical process to convert electricity into a gaseous or liquid energy carrier or chemical product (and vice versa), and which may include energy storage. As such, P2X technology not only offers the possibility of enhanced sector coupling between the power sector and energy demand sectors but also to provide short and long-term supply and demand balancing. The objective of the White Paper its supplementary report is to collect the major existing P2X knowledge and to provide a synthesis and evaluation for the Swiss energy market. With the aim to derive a technical, economic and environmental assessment of P2X in the energy system, the gas market, the mobility sector and the electricity market are specifically investigated. Where possible, the White Paper also provides information on applications of P2X technologies in production industries. P2X technology stands for a cluster of technologies which use electricity and other inputs in order to produce other secondary energy carriers. Hence, P2X comprises multiple conversion pathways and energy carriers. In this White Paper we focus on the conversion to hydrogen as well as further gaseous and liquid energy carriers, such as methane, methanol, OME and FT-diesel, as well as the reelectrification where appropriate. For industrial P2X applications further energy carriers/conversion pathways might be included (depending on available information). Since this White Paper focusses on P2X technologies based on chemical conversion processes, technologies for the conversion of electricity with the purpose to produce heat as target product is not in the scope of this White Paper. The White Paper on Power-to-X Technology and its supplementary report emanate from the corresponding project of the Joint Activity of five Swiss Competence Centers for Energy Research (SCCER) funded by Innosuisse with complementary funding from the Swiss Federal Office of Energy (SFOE).