Die Roadmap Grossen

Fokus Energiespeicher:
Wie sich die Schweiz auch im Winter eigenständig
mit erneuerbarer Energie versorgt

Energiespeicher in 4 Minuten

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Energiespeicher in 4 Minuten

 

Derzeit dominiert die Frage: Wie versorgt sich die Schweiz nachhaltig mit Energie, ohne dass im Winter der «Pfuus» ausgeht?

Editorial

Der Fokus der Energiediskussion hat sich in den letzten Monaten verschoben: Die Frage der machbaren Energiewende stellt sich derzeit vor allem in Form der Frage nach der Winterlücke. Wie versorgt sich die Schweiz nachhaltig mit Energie, ohne dass ihr im Winter der «Pfuus» ausgeht? Der aktuelle Fokus auf diese Frage zeigt, dass die Sonnenenergie und damit der massive Ausbau der Photovoltaik mittlerweile ebenso unbestritten sind wie die weitgehende Elektrifizierung der Gebäudeheizungen und des Verkehrs.

Die in der Schweiz mögliche Produktion von Photovoltaik-Strom übersteigt den Konsum bei weitem. Bloss fällt die Produktion nicht dem Verbrauch entsprechend an. Vereinfacht gesagt: Deutlich zu viel Strom im Sommer, klar zu wenig im Winter. Das Problem der Stromproduktion, die nicht mit dem Verbrauch synchron ist, ist nicht neu – Stichwort Bandstrom bei Atomkraftwerken. Auch damals wurde der Verbrauch mit tieferen Nachtstromtarifen, mit Speicherheizungen, Warmwasserboilern, Wärmepumpen und Pumpspeichern an die Produktion angepasst. Das Problem verschiebt und akzentuiert sich allerdings. Und es macht eine ausgeklügelte Speicherung – sowohl über kurze Zeit als auch über eine ganze Saison hinweg – unumgänglich.

Hier setzt die erste Vertiefung zu meiner Roadmap an. Sie umreisst, wie der Überschuss aus dem Sommer künftig die ungenügende Produktion im Winter ausgleicht. Hierzu wurden Anfang 2022 eine Vielzahl von Ideen lanciert: Vom Bau dezentraler Gaskraftwerke über Importgarantien bis hin zu neuen Atomkraftwerken. Alle fokussieren in erster Linie auf das Füllen von theoretischen Lücken – und addieren damit Komplexität. Was dabei vergessen geht: Wir haben die Möglichkeiten auf der Verbraucherseite bei weitem noch nicht ausgeschöpft.

Wie meine Roadmap soll auch diese erste Vertiefung eine ganzheitliche Sicht auf die Energiewende und ihre Herausforderungen bieten. Wie meine Roadmap berücksichtigt sie aktuelle politische Rahmenbedingungen. Wie meine Roadmap gibt auch diese Vertiefung mögliche Antworten auf die Frage: Wie erreicht die Schweiz Netto Null Treibhausgas-Emissionen? Wie meine Roadmap ist auch diese Vertiefung realistisch, machbar, nachvollziehbar, belegbar. Wie die Roadmap ist auch diese Vertiefung mein Weg, den ich zur Diskussion stelle. Die Roadmap Grossen ist nämlich als Wettbewerb von Technologien, Machbarkeit und Tempo angedacht. Durchsetzen werden sich jene Lösungen, die ein gutes Kosten-Nutzen-Verhältnis aufweisen, insgesamt wirtschaftlich sind und sich verhältnismässig einfach und schnell realisieren lassen.

Dass wir die Energiewende schaffen, steht ausser Frage. Die Frage ist, wie wir sie schaffen. Die Antwort auf dieses Wie müssen wir – Gesellschaft, Wirtschaft und Politik – gemeinsam finden. Diese, unsere Antwort ist das aktuelle Pionier- und Generationenprojekt der Schweiz

 

Mit der Roadmap Grossen stelle ich meinen Weg zur Umsetzung der Energiestrategie
zur Diskussion.

Anknüpfung an die Roadmap Grossen

Im November 2020 habe ich die erste Version meiner Roadmap Grossen publiziert. Darin zeige ich auf, wie sich die Schweiz in Zukunft eigenständig und mit erneuerbarem Strom versorgen kann – und das obwohl die Mobilität und die Gebäudeheizungen weitgehend elektrifiziert und die Atomkraftwerke abgeschaltet sein werden. Mit der Roadmap Grossen beschreibe ich den Weg zur Umsetzung der Schweizer Energiestrategie 2050 und Netto Null, wie ich ihn sehe.

Der Weg führt über fünf Wegmarken: 

  • Steigerung der Stromeffizienz um 40 Prozent
  • Elektrifizierung der Sektoren Verkehr und Gebäude
  • Massiver Zubau von Photovoltaik
  • Saisonspeicher mittels Power-to-X
  • Harmonisierung von Stromverbrauch und -produktion

Es ist weder realistisch noch effizient noch erstrebenswert, dass die Schweiz eine energetische Insel inmitten Europas darstellt.

 

Wie die Winterlücke kleiner wird. Und wie wir diese Lücke clever füllen

Zu viel Strom im Sommer, zu wenig im Winter. Das ist heute die Realität, die sich verstärkt, wenn künftig ein grosser Teil unserer Energie nachhaltig hergestellt wird. Entsprechend ist die Saisonspeicherung das zentrale Element für eine sichere Energieversorgung im Winterhalbjahr. Die Eigenversorgung der Schweiz ist vor allem eine bilanzielle Eigenversorgung. Denn es ist weder realistisch noch effizient noch erstrebenswert, dass die Schweiz eine energetische Insel inmitten Europas darstellt. Entsprechend muss sie aus meiner Sicht eine duale Strategie verfolgen. Das bedeutet: Neben den Anstrengungen für einen gesicherten, CO2-neutralen und preiswerten Stromimport setzt die Schweiz auch auf eine ausreichende Inlandreserve, um die Importabhängigkeit bei Bedarf in jeder Monatsbilanz auf null reduzieren zu können. Die aktuelle Lage mit rekordhohen Energiepreisen und einem Krieg, angezettelt von einem zentralen Lieferanten fossiler Energien für die Schweiz und ganz Europa, zeigt, wie wichtig eine solche duale Strategie ist.

Damit übernimmt die Schweiz aber auch die Verantwortung, einen maximalen Anteil zur Erreichung des Netto-Null-Ziels im Inland beizutragen und nimmt international eine Vorreiter- und Vorbildrolle ein. Damit stärken wir unseren Handlungsspielraum und unsere Verhandlungsposition im europäischen Stromsystem. Die Eidgenössische Elektrizitätskommission (Elcom) warnt ausdrücklich davor, im Winter zu stark auf Stromimporte zu setzen. Aus einem einfachen Grund: die Exportbereitschaft der Nachbarstaaten nimmt ab (Link).

Aus Strom wird Brennstoff wird Strom

Die Saisonspeicherung erfordert Anpassungen und den Ausbau der bestehenden Infrastruktur sowie den Einsatz neuer Technologien. In Bezug auf den Wirkungsgrad bilde ich ein vorsichtiges Szenario ab. Ein wesentlicher Teil des Winterstrom-Bedarfs wird darin mit Power-to-X-to-Power gedeckt, obwohl dieses Verfahren mit 21 bis 39 Prozent einen sehr tiefen elektrischen Gesamtwirkungsgrad aufweist. Im Sommer produzieren wir mit dem Stromüberschuss aus Photovoltaikanlagen und Laufwasserkraftwerken über das Power-to-X-Verfahren synthetische Treib- und Brennstoffe. Diese sind einfach in flüssigem oder deutlich aufwändiger in gasförmigem Zustand lagerbar und werden im Winter bei Bedarf mit dem X-to-Power-Verfahren in Wärme und Strom umgewandelt. Dafür eignen sich dezentrale Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen am besten: Werden Wärme und Strom im selben Prozess produziert, steigt die Systemeffizienz. Produktionsengpässe können damit und in Kombination mit den im folgenden beschriebenen Lösungen zuverlässig überbrückt werden.

Elektroautos sind stark im Trend. Dank ihrer Batterien steht für das Stromsystem immer mehr flexible Speicherkapazität zur Verfügung.

 Das andere Potential der Elektroautos

Für die kurzzeitige Stromspeicherung – das heisst für einige Stunden oder wenige Tage – erschliesst die rasante Entwicklung der Elektromobilität neue Möglichkeiten. Die Batterien der Elektroautos überbrücken nämlich im Zusammenspiel mit den bestehenden Pumpspeicher-Kraftwerken künftig die kurzfristigen Stromlücken.

Im Dezember 2021 verfügten rund 30 Prozent der neu zugelassenen Fahrzeuge in der Schweiz einen Stecker. In wenigen Jahren werden vorwiegend Elektroautos verkauft. Die Speicherkapazität der Batterien in diesen Autos wächst und die maximale Reichweite spielt für die überwiegende Zahl der Fahrten keine Rolle. Damit steht laufend mehr flexible Speicherkapazität für das Stromsystem zur Verfügung, ohne dass die Autofahrerinnen und Autofahrer in ihrer Nutzung beeinträchtigt werden.

Diese durchwegs erfreuliche Entwicklung erfordert eine klare Strategie für mehr Intelligenz im Stromnetz – Stichwort Smart Grid. Elektroautos in grosser Anzahl stellen beim Laden eine namhafte Last dar, die gesteuert werden muss. Neue Technologien ermöglichen hingegen auch, einen grossen Teil der PV-Überproduktion dezentral in den Autobatterien zu speichern und bei Bedarf (etwa nachts) wieder ins Gebäude oder ins Netz einzuspeisen. Diese Technologie heisst Vehicle to Grid und spielt in meinen Überlegungen eine wichtige Rolle. Zahlreiche Autohersteller haben dieses Potenzial erkannt. Man darf davon ausgehen, dass in wenigen Jahren der Grossteil der Neuwagen diese Option integriert hat. Um diese Option zu nutzen, müssen entsprechende Preisanreize im Stromnetz gesetzt werden.

Eine im Winter nicht verbrauchte Kilowattstunde hat einen rund dreimal so hohen Wert wie eine nicht verbrauchte
im Sommer.

Auf der Verbraucherseite liegt einiges brach 

Die «Winterlücke» ist keine neue Erscheinung, die alleine mit dem Umbau auf erneuerbare Energien in Verbindung steht. Die Schweiz konnte sich in den vergangenen zehn Jahren nur einmal in der Winterbilanz selbst mit Strom versorgen, neun Mal waren wir auf teilweise sogar sehr hohe Importmengen angewiesen. Die Elcom warnt nun, dass im ungünstigen Fall im Frühling 2025 Engpässe in der Stromversorgung entstehen könnten; die Rede ist von einigen Stunden bis zu wenigen Tagen. Ein ungünstiger Fall wäre, wenn etwa mehrere Atomkraftwerke in Europa gleichzeitig ungeplant nicht produktionsfähig wären.

Kurzfristig gilt es also, Antworten auf die Unsicherheit in Bezug auf Verfügbarkeit von Importkapazitäten (Grenzkapazitäten) zu finden, ebenso auf die Probleme bezüglich der Verfügbarkeit der Kraftwerke im In- und Ausland. In diesem Zusammenhang verfolgt der Bundesrat neben einer nachvollziehbaren Wasserkraft-Reserve auch das Konzept «Spitzenlast-Gaskraftwerk» (Link). Dieser Ansatz ist mindestens fragwürdig. Denn er ist weder nachhaltig noch kosteneffizient und kommt für mich entsprechend erst in hinterer Priorität und lediglich vorübergehend in Frage. Das heisst nicht, dass die Elcom-Warnung nicht ernst genommen wird – im Gegenteil. Die Lösung muss jedoch in erster Linie auf Seiten des Verbrauchs gesucht werden: Erstens muss die Stromeffizienz umgehend verstärkt werden und es braucht Anreize spezifisch auf die Winter-Energieeffizienz (siehe Kapitel Stromeffizienz in der Roadmap).

Eine im Winter nicht verbrauchte Kilowattstunde hat einen rund dreimal so hohen Wert als eine nicht verbrauchte Kilowattstunde im Sommer. Das hat einen einfachen Grund: Die Produktion von genügend (Power-to-X-to-Power-) Winterstrom ist kostenintensiver als die Produktion von (Solar-)Strom im Sommer. Die zeitliche Staffelung oder befristete Reduktion des Stromverbrauchs im Winter muss ins Zentrum rücken. Es muss gelingen, Anreize so zu setzen, dass bei einem Stromengpass über wenige Stunden “Nice-to-have-Verbrauch” reduziert wird. In der Corona-Pandemie haben wir während Wochen zum Beispiel auf Skilifte, Kinos und Wellness-Anlagen verzichtet. Solche stromintensive Verbraucher liessen sich auch bei einer Mangellage für wenige Stunden gegen entsprechende Vergütung abschalten. Es liegt mir fern, den Komfort einschränken zu wollen, aber ich stelle die Frage, ob dieser auch in jeder Ausnahmesituation bis zum Maximum gewährleistet sein muss. Die Reduktion der Raumtemperatur um 1 °C entspricht zum Beispiel einer Energieersparnis von 6 Prozent Energie (Link). Es gibt zudem hinreichend Industrie- und Gewerbebetriebe, die gegen Bezahlung ihre Produktion während einigen Stunden oder Tagen drosseln. Man spricht hier auch von Demand Side Management, kurz DSM. DSM-Lösungen haben ein enormes Potential, sind kurzfristig umsetzbar und tragen bedarfsorientiert und effizient zur Versorgungssicherheit bei. Im Gegensatz zur Wasserkraftreserve, die nur einmal pro Jahr zur Verfügung steht und allfälligen Gaskraftwerken, die für eine wiederholte Verfügbarkeit entsprechend grosse Gasspeicher haben müssten, stehen DSM-Lösungen mehrfach wiederholbar zur Verfügung. Gerade mit Blick auf die zunehmende Elektromobilität und die dezentrale Stromproduktion eröffnen sich neue technische und wirtschaftliche Möglichkeiten, die wir erschliessen müssen. SmartGridready ist ein wichtiger Standard, der uns dabei hilft – die Roadmap geht im Kapitel Harmonisierung näher darauf ein.

 

Teil des europäischen Netzes – heute und in Zukunft

Es ist unsinnig, die Schweiz als autonomes Stromnetz zu denken. Wir sind heute bereits Teil des europäischen Strom-Netzwerkes, eingebunden in den internationalen Stromhandel, an dem wir partizipieren – wenn auch nicht mit gleich langen Spiessen, weil mit der Europäischen Union kein entsprechendes Abkommen besteht. Diese Integration zeigt sich derzeit sehr konkret: Für die Schweiz nicht planbare, durch den internationalen Handel verursachte Stromflüsse über das Schweizer Übertragungsnetz nehmen zu. Diese sogenannten Loop Flows stellen für die Schweiz und ihre Versorgungssicherheit zunehmend ein Problem dar. Um das Netz zu stabilisieren – oder pointiert ausgedrückt: lediglich um das Netz zu stabilisieren – müssen die Speicherkraftwerke Wasser turbinieren. Wasser, das dadurch für die Winterstrom-Produktion fehlt. Das kommt einem doppelten Verlust gleich, denn für diese Stabilisierung des europäischen Stromnetzes wird die Schweiz bisher nicht entsprechend entschädigt (Link). Ohne ein Stromabkommen mit der EU wird sich dieses Problem nicht dauerhaft beheben lassen. 

Wir für uns – machbar aber wenig sinnvoll

Wie geht man mit dieser Unsicherheit um? Da der Bundesrat die Verhandlungen zum Rahmenabkommen abgebrochen hat, rückt ein Stromabkommen in weite Ferne. Die Roadmap Grossen und diese Vertiefung beschreiben deshalb eine bilanzielle Eigenversorgung der Schweiz, auch im Winter. Der Weg einer kompletten Energieautarkie ist jedoch nicht erstrebenswert. Er wäre zwar technisch möglich, aber teurer, umständlicher und keinesfalls verhältnismässig. Die dauerhafte Integration ins europäische Stromsystem muss das Ziel sein – in einer Art und Weise, die der Schweiz verbindlichen und preiswerten Zugang zum internationalen Strommarkt sichert.

Bereits heute wird im Durchschnitt täglich eine Menge Strom über die Schweiz gehandelt, die rund der Hälfte des schweizerischen Gesamtverbrauches entspricht. Die Schweiz soll weiterhin eine Stromdrehscheibe für Europa bleiben. Sie importiert und exportiert auch in Zukunft Strom in grossen Mengen – solange bei Bedarf in der Jahres- und Monatsbilanz Import und Export ausgeglichen sein können.

Es tönt banal, ist aber essentiell: Die Vermeidung von Energieverbrauch ohne Nutzen ist ein Schlüssel zum Erfolg.

Prioritäten setzen, smarte Regeln aufstellen

Es tönt banal, ist aber essentiell: Die Vermeidung von Energieverbrauch ohne Nutzen ist ein Schlüssel zum Erfolg. Denn: Jede Kilowattstunde, die nicht verbraucht wird, muss weder produziert, noch transportiert oder zwischengespeichert werden. Das sind die Eckpunkte für die Diskussion um effiziente Stromanwendungen und Demand Side Management (DSM). Für DSM hat das Bundesamt für Energie im Bericht auf mein Postulat ein erhebliches Potenzial ermittelt (Link). Um das Potential auf der Verbrauchsseite zu erschliessen, gilt es klare Prioritäten zu setzen und smarte Regeln aufzustellen. «Intelligenz statt massive Infrastruktur» lautet das Motto, intelligent steuern, dezentral harmonisieren ist ein weiterer Grundsatz. Die Digitalisierung des Stromnetzes birgt ein enormes Effizienzpotenzial .

Die Gebäude der Zukunft – seien es Neubauten oder zu sanierende Objekte – müssen energetisch gut geplant werden. Dazu gehört, dass sie mindestens die selber benötigte Energie auch selber produzieren und diese dank intelligenter Steuerungen effizient einsetzen. Ein grosser Teil des Stromverbrauchs erfolgt in der Regel tagsüber, wenn die Menschen aktiv sind und/oder arbeiten. Photovoltaikanlagen produzieren den Strom genau dann.

Investitionen und Regulierungen orientieren sich an den Prioritäten bei der Produktion, der Speicherung und des Verbrauchs.

So wird der Überschuss lagerbar

Effiziente Stromnutzung heisst primär, den regelbaren Verbrauch etwa von Wärmepumpen, Boilern oder Elektroautos an die effektive Produktion anzupassen. In einem nächsten Schritt lohnt es sich, die Überproduktion etwa von PV-Anlagen dezentral in Batterien von Elektroautos oder stationären 2nd-life-Batterien zu speichern. Erst danach ist es sinnvoll, überschüssigen Strom ins Verteilnetz zu speisen und ihn zentral (zum Beispiel in Pumpspeicherkraftwerken) zu speichern. In einem letzten Schritt wird weitere überschüssige Energie
lagerbar gemacht, in dem sie zentral in Power-to-X-Anlagen in synthetische Gase, Treib- oder Brennstoffe umgewandelt wird.

Produktionsseitig ist es ökologisch und ökonomisch vernünftig, erneuerbare Winter-Stromproduktion durch Solar, Biomasse, Wind, Wasser, X-to-Power zu fördern und die Volumen der bestehenden Speicherseen zu erhöhen, diese gezielter zu bewirtschaften und optimiert zu betreiben.Zusammengefasst ergeben sich folgende Prioritäten für Verbrauch, Speicherung und Produktion, an denen sich sowohl die Investitionen als auch die Regulierungen zur Deckung der Winterlücke konsequent orientieren müssen:

Verbrauch

  1. Energie- und Stromeffizienz verbessern (Fokus Winter)
  2. Energie dort produzieren, wo sie verbraucht wird
  3. Produktion und Verbrauch dezentral harmonisieren (Netzbezugsspitzen reduzieren, Demand Side Management DSM,  SmartGridready)

Speicherung

  1. Überschuss dezentral kurzzeitig speichern (Elektroauto bidirektional oder stationäre 2nd-Life-Batterien)
  2. Überschuss zentral kurzzeitig speichern (Pumpspeicher)
  3. Überschuss dezentral oder zentral umwandeln zur Saisonspeicherung (P-to-X)

Produktion

  1. Mehr erneuerbare Winter-Stromproduktion durch Solar, Biomasse, Wind, Wasser, X-to-Power (Anreize setzen)
  2. Speicherseen erhöhen und gezielter/effizienter bewirtschaften (Fokus Winter)

Der Schwerpunkt in dieser Vertiefung liegt auf den Punkten 4und 6. Sie geben die wichtigsten Antworten, wie wir die Schweiz energetisch transformieren und sicher aus der zentralen in die dezentrale erneuerbare Energieversorgung gelangen. Die Speicherung der Energie stellt vielleicht die grösste Hürde auf diesem Weg der Transformation dar: Diese Vertiefung behandelt ein aktuelles und umstrittenes Thema aus meiner Sicht. Sie soll Diskussion über die Roadmap Grossen ebenso weiter voranbringen wie jene um den Schweizer Weg in eine achhaltige Energiezukunft.

Zusätzliche und umfangreiche Speicherkapazitäten sind zwingende Voraussetzung, damit der Umstieg gelingt.

Speicher sind die Eckpfeiler für die sichere Stromversorgung

Durch die Abschaltung der Atomkraftwerke, den Zubau an dezentraler Stromproduktion sowie die Elektrifizierung ganzer Sektoren, wird das System der Stromversorgung komplexer. Zusätzliche und umfangreiche Speicherkapazitäten sind zwingende Voraussetzung, damit der Umstieg auf eine komplett erneuerbare Stromproduktion gelingt.

Eine Übersicht:

  • Mit rund 80 Pumpspeicherwerken verfügt die Schweiz über ein leistungsfähiges System für die kurz- und mittelfristige Speicherung von Elektrizität.
  • Die steigende Anzahl Batteriespeicher – in Form bidirektional nutzbarer Autobatterien oder 2nd-Life-Batterien – bieten grosses Potential als kurzfristige Stromspeicher. Batterien haben den Vorteil, dass sie sehr schnell und mit dynamischer Leistung ein- sowie abgeschaltet werden können. Damit leisten sie einen wichtigen Beitrag zur Stabilisierung des Stromnetzes.
  • Die Power-to-X-to-Power-Technologie trägt massgeblich dazu bei, Sommerstrom-Überschüsse für die Winterstrom-Produktion nutzbar zu machen. Über unterschiedliche technische Umwandlungsverfahren wie die Elektrolyse wird Strom in andere Energieform (unter anderem Wasserstoff und Methanol) umgewandelt (Power-to-X), gespeichert und später bei Bedarf rückverstromt (X-to-Power).

Die folgenden Grafiken gliedern die Speichermöglichkeiten und zeigen deren Kosten auf.

Speicherarten im Vergleich (Speicherdauer und Speicherkapazität) (Link).


Technologiereife, Wirkungsgrad und Eignung (Mario Rubin, Frutigen)

 

 


Gewichtete Speicherkosten gemäss BFE (Link).

Die Eignung und die Kosten der einzelnen Speicherarten zeigen deutlich, dass zum Beispiel Batteriespeicher und Pumpspeicherkraftwerke nur dann sinnvoll genutzt werden können, wenn sie oft ge- und entladen werden.

Batterien und Pumpspeicher liefern in der Nacht und bei schlechtem Wetter den nötigen Strom.

Kurzzeitspeicher und ihre Rolle für die Stabilität des Netzes

Erneuerbare Energien wie Solar- und Windstrom sind volatil. Deshalb braucht das Energiesystem der Zukunft genügend Kurzzeitspeicher, um Schwankungen und temporäre Produktionslücken auszugleichen. Solche Versorgungslücken entstehen vor allem in der Nacht und an sonnenarmen Tagen. Gespeicherter Strom ist aufwändiger in der Herstellung und somit teurer. Das Ziel muss deshalb sein, Strom möglichst dann zu verbrauchen, wenn er produziert wird (siehe Kapitel. Harmonisierung in der Roadmap).

In diesem Zusammenhang ist es wichtig zu erwähnen, dass der Stromverbrauch schon heute der Produktion angeglichen, also harmonisiert wird. Unzählige Steuerungen tragen seit Jahrzehnten dazu bei, dass in der Nacht elektrische Speicherheizungen geladen werden oder Warmwasser produziert wird, damit der Bandstrom der Atomkraftwerke verbraucht wird. Bis heute schalten viele Leute die Geschirrspül- oder die Waschmaschine in der Nacht ein, um mit vergünstigtem Bandstrom zu waschen. Das heisst: Bereits heute existieren Phasen der Überproduktion und entsprechende Preisanreize. Ohne Atomkraftwerke und mit mehr Solarstrom verschieben sie sich künftig zeitlich, werden ausgeprägter und müssen angepasst werden.

 

Die Batterien von Elektroautos sind ideal, um stündliche und tägliche Schwankungen im Netz auszugleichen und dieses zu stabilisieren.

Die Gewohnheiten der Stromquelle anpassen

Das Beispiel mit dem Geschirrspüler und den Boilern zeigt auch, dass unser Umgang mit Energie von Gewohnheiten geprägt ist, die wir aufbrechen und den neuen Gegebenheiten anpassen müssen. Das heisst: Warmwasser wird mittags mit dem Solarstrom-Überschuss produziert, ebenso wie die Elektroauto-Batterien tagsüber am Arbeitsplatz oder Zuhause geladen werden. Umgekehrt gilt es den Konsum in der Nacht in Zukunft zu minimieren. Noch etwas kommt hinzu: Wir verbrauchen bereits heute im Winter mehr Strom als im Sommer; das Verhältnis wird sich mit der zunehmenden Elektrifizierung noch akzentuieren. Heute beträgt der Verbrauch im Sommer rund 170 GWh Strom pro Arbeitstag, im Winter sind es rund 200 GWh (Link).

Die Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von rund 240 GWh. Das bedeutet: Sind alle Pumpspeicher-Seen gefüllt, können 240 GWh Strom produziert werden. Die gesamte Turbinenleistung beträgt rund 3.5 GW, die 240 GWh würden bei Vollleistung innerhalb von ungefähr 70 Stunden produziert. Das komplette Füllen aller Seen dauert rund 80 Stunden, die Pumpenleistung beträgt rund 3 GW (Link).

Neu hinzu kommen die Elektroauto-Batterien. In der Schweiz gibt es heute rund 4,7 Millionen Personenwagen (Link). Sind diese dereinst grösstenteils elektrifiziert und im 2050 mit einer durchschnittlichen Batteriekapazität von 60 kWh ausgestattet, resultiert daraus ein Speicher mit einer Kapazität von 268 GWh – also in etwa gleich viel wie jene der Schweizer Pumpspeicher-Seen.

Neben der Energie- lohnt es sich, auch eine Leistungs- und Kapazitätsbetrachtung vorzunehmen. Denn zu- oder abschaltbare Leistungen (Flexibilitäten) sind zentral für die Stabilisierung des Stromnetzes (siehe Kapitel Harmonisierung in der Roadmap).

Den nachstehenden Berechnungen liegen folgende Annahmen zu Grunde:

  • 20 Prozent der Speicherkapazität aller Elektroautos steht für Zwecke wie Netzstabilisierung, Flexibilitäten und zum dezentralen Energieausgleich zur Verfügung.
  • 60 Prozent der Elektroautos sind gleichzeitig an eine Ladestation angeschlossen, die Hälfte davon an eine bidirektionale.
  • Die durchschnittliche Leistung jeder Ladestation – unidirektional und bidirektional – beträgt 11 kW.

Damit können jederzeit 30 GW Last (Autos werden geladen, dunkelgrüne Säule), respektive 15 GW Einspeisung (Autos werden entladen, hellgrüne Säule) zugeschaltet werden. Die täglich verfügbare Last-Kapazität beträgt 32 GWh, die Einspeisekapazität 16 GWh.

Die Leistung im Schweizer Stromnetz beträgt heute im Mittel rund 6.5 GW und liegt bei maximal 10 GW (dunkelgraue Säule). Durch die Elektrifizierung von Verkehr und Gebäudeheizungen wird die Leistung bis 2050 auf einen Mittelwert von rund 7.6 GW ansteigen. Im Jahr 2050 könnte die Stromversorgung der Schweiz alleine mit Elektroauto-Batterien für gut zwei Stunden aufrechterhalten werden. Die Grafik zeigt, dass die Spitzenleistungen der Photovoltaik-Anlagen im Sommer enorm hoch ausfallen (dunkelgelbe Säule). Das erfordert zwingend eine Harmonisierung mit dem Verbrauch und eine dezentrale oder zentrale Speicherung. Bei extrem hoher Produktion wird als letzte Option eine Abriegelung (Abschaltung) am Anschlusspunkt gemacht.

Zum Vergleich dazu die Kennzahlen der Schweizer Atomkraftwerke (violette Säule):

Die zuschaltbare Leistung aus den Elektroauto-Batterien ist also um ein Vielfaches höher als die gebündelte Leistung aller Schweizer Atomkraftwerke. Das bedeutet auch: Ein kurzfristiger Ausfall aller vier Schweizer AKW könnte mit den Elektroauto-Batterien für gut fünf Stunden überbrückt werden.

Fazit: Die Elektroauto-Batterien sind ideal, um stündliche und tägliche Schwankungen im Stromnetz auszugleichen und das Stromnetz zu stabilisieren. Sie dienen zudem optimal als kurzfristige, dezentrale Energiespeicher in Kombination mit dem volatilen Photovoltaik-Strom. Das heisst aber auch: Als Saisonspeicher sind sie ungeeignet.

Saisonspeicher – oder wie Sommer und Winter, Import und Export zusammenhängen

Die Schweiz benötigt heute jährlich rund 60 TWh elektrischen Strom, davon rund 55 Prozent im Winterhalbjahr von Oktober bis März. Über das Jahr betrachtet, produziert die Schweiz mehr Elektrizität, als dass sie benötigt. Monatlich betrachtet exportiert die Schweiz vor allem im Sommerhalbjahr Strom. Im Winterhalbjahr dagegen wurde in den letzten Jahren in der Bilanz fast immer Strom importiert.

Die Importmenge ist stark abhängig von Niederschlagsmengen und den daraus resultierenden Füllständen der Speicherseen sowie von der internationalen Marktnachfrage; wenn an der Strombörse in Leipzig hohe Preise bezahlt werden, dann wird in der Schweiz Wasser turbiniert und der nachgefragte Strom verkauft. Die Abhängigkeit von ausländischem Winterstrom ist seit Jahren beträchtlich: Im Winter 2016/2017 wurden zum Beispiel knapp 10 TWh importiert, 20/21 waren es 1.8 TWh; eine Ausnahme bildet der Winter 19/20, in dem in der Winterbilanz 0.5 TWh exportiert wurden (Link).

Durch die Elektrifizierung von Verkehr und Heizungen wird die Schweiz in Zukunft mehr Strom benötigen, insbesondere im Winterhalbjahr. Auch benötigen Elektroautos im Winter mehr Strom für die gleiche Strecke als in der warmen Jahreszeit (Link).

Werden die Strom- und Energieeffizienz-Massnahmen umgesetzt wie in der Roadmap Grossen vorgeschlagen, beläuft sich der Bedarf an zusätzlichem Winterstrom auf rund 9 TWh. Ohne diese Massnahmen würde dieser Bedarf gar rund 26 TWh betragen.

Bei bestehenden Speicherseen liegt ein erhebliches Wasserkraft Potenzial brach.

Die verschiedenen Speicherarten und ihre Bedeutung für die Stromversorgung der Zukunft

Winterstrom aus Speicherseen

Das Energiespeichervermögen der Schweizer Stauseen beträgt heute rund 9 TWh. Da wetterbedingt über das Jahr hinweg fast ständig Wasser zufliesst, lassen sich damit jährlich rund 23 TWh Strom erzeugen. Naturgemäss sind die Speicherseen Ende September voll – ideal also für die Stromproduktion im Winter. Heute werden mit den Schweizer Stauseen im Winterhalbjahr rund 11 TWh Strom erzeugt. Um den zusätzlichen Bedarf von 9 TWh decken zu können, müssten also die Anzahl Stauseen oder der Speicherinhalt nahezu verdoppelt werden – oder eine Mischung von beidem.

 


Speicherinhalt der Schweizer Stauseen

Die Bewirtschaftung der Speicherseen erfolgt im Winter ertragsoptimiert aufgrund des jeweils aktuellen Strommarktpreises. Sind die Strompreise im November und Dezember attraktiv, kann es sein, dass bereits ein grosser Teil des Wassers – für den ausländischen Strombedarf – turbiniert wird und als Folge davon im Februar und März weniger Strom produziert werden kann. In Zukunft muss sich die Bewirtschaftung stärker an der Versorgungssicherheit im Winter orientieren. Hier hat der Bundesrat bereits in einem ersten Schritt mit der Wasserkraft-Reserve reagiert (Link). Damit ist es möglich, eine Reserve aufzubauen, um grosse Kraftwerksausfälle und Dunkelflauten auszugleichen (Link).

Nur ein Teil des Wassers kann für die Winterstrom-Produktion verwendet werden. Speicherkraftwerke müssen in den Sommermonaten viel Wasser turbinieren, damit die Seen nicht überlaufen und die Energie des Wassers überhaupt zur Stromproduktion genutzt werden kann. Mit einer Erhöhung der Talsperren um 5 bis 20 Prozent bei 17 bis 26 geeigneten Schweizer Speicherseen könnte ein zusätzliches Energiespeichervermögen von 2 bis 3 TWh erschlossen werden (Link).Das heisst auch, dass bei den bestehenden Speicherseen ein wichtiges Potenzial brach liegt – sofern die Bereitschaft besteht, die Speicherkapazitäten durch eine Erhöhung der Staumauern auszubauen. Dass dies langwierig und komplex ist, zeigen aktuelle Projekt wie etwa jenes der Erhöhung der Grimsel-Staumauer. Dennoch geht die Roadmap Grossen von diesen 2 TWh zusätzlichen Winterstroms aus.


Nebst der Erhöhung bestehender Talsperren besteht auch ein Potential, mit neuen Speicherseen zur Versorgungssicherheit im Winter beizutragen. Mit neuen Speicherseen an den zwanzig bestgeeigneten periglazialen Standorten könnten zusätzlich rund 1.8 TWh Energiespeicher geschaffen werden (Link). Der projektierte Speichersee Trift im Kanton Bern beispielsweise hat eine Kapazität von 215 GWh (Link).

Der Bau neuer Speicherseen ist genauso anspruchsvoll wie der Zubau neuer Windenergieanlagen. Beide sehen sich mit grossen Widerständen konfrontiert. In der Roadmap Grossen wird deshalb insgesamt von jährlich 1 TWh Strom aus neuen Speicherseen sowie zusätzlichen 2 TWh aus Windkraft ausgegangen. Diese Anlagen könnten im Winter wertvolle 1.32 TWh Wind- und 0.47 TWh Wasserstrom liefern.

Um die 5 TWh Winterstrom zu erzeugen, müssen im Sommer 17 TWh Stromüberschüsse in Power-to-X umgewandelt werden.

Power-to-X nutzt die bestehende Infrastruktur: Das ist ein entscheidender Vorteil synthetischer Brenn- und Treibstoffe.

Winterstrom aus Power-to-X-to-Power

Durch den Einsatz von Power-to-X-Technologien kann Strom aus erneuerbaren Energien für die Herstellung von CO2-armen synthetischen Energieträgern (Power Fuels) und chemischen Grundstoffen genutzt werden.

Basis der Power-to-X-Technologien ist die elektrolytische Herstellung von Wasserstoff (H2) mittels Strom. Der Wasserstoff kann anschliessend direkt verwendet oder gespeichert werden. Um weitere Anwendungsgebiete zu erschliessen, kann der gewonnene Wasserstoff unter Zuhilfenahme anderer Gase wie CO2 und Stickstoff (N2) in zusätzlichen Prozessen weiterverarbeitet werden. Ein Vorteil dieser weiterverarbeiteten Power Fuels ist, dass sie auf vorhandene Infrastrukturen zurückgreifen können: Etwa Gasnetze, Benzinlager und Tankstellen. Zudem finden sie auch in der chemischen und der Schwerindustrie Verwendung.

Für die Gewinnung des benötigten CO2 stehen mehrere Möglichkeiten zur Verfügung. Etwa die Abscheidung aus konzentrierten Quellen, wie der Aufbereitung von Biogas oder aus Industrieprozessen. CO2 kann ebenfalls direkt aus der Atmosphäre gewonnen werden, wodurch ein entsprechender Kreislauf entsteht. N2 ist einer der Hauptbestandteile der atmosphärischen Luft und kann mithilfe einer Luftzerlegungsanlage gewonnen werden.



Prozesse Power-to-X (Quelle: Deutsche Energie-Agentur, 2019)

Power-to-X-Technologien sind erprobt und verfügbar. Die Kosten sind aktuell sehr hoch, man darf aber davon ausgehen, dass sie künftig durch die Marktentwicklung und die daraus resultierenden Lern- und Skaleneffekte deutlich sinken werden. Wie bei allen Kraftwerken sind auch Power-to-X-Anlagen bei möglichst hohen Betriebsstunden am wirtschaftlichsten – also nicht nur an sonnigen Sommertagen über Mittag. Der Einsatz von synthetischen Treibstoffen wird auch im Bereich Schwerverkehr, Frachtschiffe und Flugverkehr einen grossen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten. Insofern steigt der Bedarf an Power-to-X-Anlagen und an synthetischem Treibstoff, was sich positiv auf für die Wirtschaftlichkeit der Anlagen auswirkt. 

Power-to-X-to-Power ist ineffizient. Der Wirkungsgrad der Anlagen ist niedrig, weil es Energieverluste über mehrere Schritte wie Elektrolyse, Methanisierung und Rückverstromung gibt. Ohne Wärmenutzung bleiben bei einer reinen Rückverstromung rund 30 Prozent der eingesetzten Energie für die Stromerzeugung verfügbar. Dennoch setzt die Roadmap Grossen auf diese Technologie, weil die Speicherbarkeit sehr gut ist und sie deshalb selbst bei niedrigem Wirkungsgrad den anderen Varianten überlegen ist.

Damit 5 TWh Winterstrom erzeugt werden können, müssen im Sommer rund 17 TWh Stromüberschüsse in Power-to-X umgewandelt werden. Gespeichert in Form von Methanol entspricht das rund 3 Mio m3. Zur Lagerung kommen die heutigen Pflichtlager infrage. Diese weisen für Flugpetrol, Diesel, Benzin und Heizöl ein Fassungsvermögen von 4 Mio m3 auf.

Im Gegensatz zur Speicherung in flüssiger Form (Methanol) müsste zur Speicherung in gasförmigem Zustand (z.B. Methan) ein Speichervolumen von 800 Mio m3 geschaffen werden, also 265 Mal mehr als mit Methanol. Das entspricht in etwa dem Volumen des 7.5 Kilometer langen Sempachersees, der an seiner tiefsten Stelle 87 Meter misst. Diese Speicher in der Schweiz zu bauen wäre sehr anspruchsvoll; deshalb rechnet die Roadmap Grossen mit Methanol.

Um die Umwandlungsverluste zu reduzieren, können die synthetischen Treib- und Brennstoffe oder auch der Wasserstoff direkt genutzt werden. Anwendungen hierzu sind etwa Hochtemperaturprozesse in der Industrie, Lastwagen im Güterfernverkehr, schwere Bau- und Landwirtschaftsmaschinen oder der Schiffs- und Flugverkehr.

Die aktuelle Entwicklung in der Luftfahrt lässt vermuten, dass auch hier zunehmend erneuerbare Treibstoffe eingesetzt werden. Das macht diese Technologie zwingend, um das Ziel Netto Null Treibhausgase bis spätestens 2050 zu erreichen.

Grosse Power-to-X-Anlagen stehen – wenn in der Schweiz – idealerweise in der Nähe von Flusskraftwerken, um dort mit möglichst planbarer Leistung synthetische Brennstoffe zu erzeugen. Eine Power-to-H2-Anlage mit 2 MW Leistung ist bereits in Gösgen in Betrieb und stellt jährlich 300 Tonnen grünen Wasserstoff her (Link). Ideen für Power-to-liquid-Anlagen sind bereits vorhanden, beispielsweise bei Audi im deutschen Laufenburg (Link).

Dadurch, dass sie die bestehende Infrastruktur nutzen, bringen synthetische Brenn- und Treibstoffe einen entscheidenden Vorteil: Sollte sich nämlich abzeichnen, dass beispielsweise arabische, afrikanische oder südeuropäische Länder auf die Produktion von synthetischen Treibstoffen aus Solar- oder Windstrom setzen, bildet ein zugesicherter Import eine sinnvolle Alternative zur in der Roadmap Grossen vorgeschlagenen Eigenproduktion.

Power-to-X-to-Power-Anlagen gibt es auch in kleineren Ausführungen für den Gebäudebereich, wie etwa die Lösung Home Power by Innotest AG (Link).



Power-to-X-to-Power Verfahren für den Gebäudebereich, Lösung von Home Power

P-to-X ist beliebig skalierbar: Von der Kleinstanlage im Gebäudebereich bis zur grossen industriellen Produktionsanlage. Ob sich grosse zentrale oder kleinere dezentrale Anlagen durchsetzen werden, hängt von der weiteren Entwicklung der Technologie und der damit verbundenen Wirtschaftlichkeit ab. 

Winterstrom aus Gravitationsspeicher

Im Tessin wird seit wenigen Jahren ein sogenannter Energy Vault Tower (Link) getestet. Dabei wird der Strom-Überschuss in Form von Lageenergie gespeichert. Beim Prototypen im Tessin können unzählige Betonklötze à je 35 Tonnen mit Kranen zu einem 60 Meter hohen Turm gestapelt werden. Bei Bedarf werden die Blöcke in die Tiefe gelassen und über einen Generator Strom produziert. Das entspricht dem selben Prinzip, das heute auch in modernen Personen- und Warenliften angewendet wird.

Mit einem 120 Meter hohen Turm können 35 MWh gespeichert werden (Link). Es bräuchte also rund 143’000 solcher Türme um die zusätzlichen 5 TWh Winterstrom zu speichern. Oder bildlich gesprochen: Man müsste das Matterhorn ab Höhe Hörnlihütte im Sommer um mehr als 350 Meter anheben, um im Winter beim Runterlassen den benötigten Strom zu produzieren. 

Diese Form der Speicherung ist für die benötigte Speichermenge alleine unrealistisch; allenfalls aber sind
einzelne Gravitationsspeicher zur Ergänzung sinnvoll.


Es ist zentral, erneuerbaren Strom direkt im Winter zu produzieren: Mit Wasserkraft und mit Solaranlagen.

Direkter Winterstrom aus Photovoltaik

Sämtliche aufgezeigten Ansätze zur Speicherung zeigen, wie aufwändig und teuer jede einzelne Kilowattstunde Strom ist, die über die Saison zwischengespeichert werden muss.

Entsprechend zentral ist es, erneuerbaren Strom im Winter zu produzieren. Die Wasserkraft tut dies insbesondere mit den Speicherkraftwerken bereits heute. Auch die Photovoltaik trägt namhaft zur Stromproduktion im Winter bei, vor allem Anlagen mit steilem Installationswinkel und Fassadenanlagen in nebelfreien Regionen, die nicht schneebedeckt sind. Integrierte Photovoltaikanlagen mit einem Neigungswinkel von mindestens 75 Grad werden deshalb seit Januar 2022 vom Bund zusätzlich finanziell gefördert (Link). Besonders an den kurzen Wintertagen ist aber eine vollständig ausreichende Produktion nicht möglich.

Die Roadmap Grossen rechnet für 2050 mit einem PV-Ertrag von rund 46 TWh auf und an Gebäuden – die Produktion 2021 beträgt 3 TWh. Von den zugebauten 43 TWh sind 10 TWh Fassadenertrag. Weiteres, zusätzliches PV-Potential bieten Autobahnböschungen und -überdeckungen, Parkplatzüberdachungen, Freiflächen et cetera.

 

Gemäss einer 2020 veröffentlichten Studie von Swissolar und Meteotest beträgt das PV-Potenzial in der Schweiz total 100 TWh. Davon entfallen auf Fassaden 18 TWh, auf Dächer 55 TWh und ausserhalb von Gebäuden 27 TWh. Da sich der Wirkungsgrad laufend erhöht, liegt das Potenzial noch höher.

Das Bundesamt für Energie (BFE) hat zum Thema Solarstrom im Winter ebenfalls eine Studie veröffentlicht. Darin werden drei Szenarien beschrieben.

  1. Zubau wie bisher
    Der Grossteil der PV-Anlagen ist auf moderat geneigten Schrägdächern sowie aufgeständert auf Flachdächern installiert. Aufgeständerte PV-Anlagen mit kleinem Neigungswinkel auf Flachdächern und stark geneigte Schrägdächer machen je rund 20 Prozent aus.
  2. Anreize Winterstrom
    Im Gegensatz zum Szenario «Zubau wie bisher» werden hier die Anlagen auf Flachdächern steiler aufgeständert. Steile Schrägdächer werden zirka 30 Prozent öfter verwendet und die Fassadenanlagen steuern rund 15 Prozent des gesamten Energieertrags bei.
  3. Maximaler Winterstrom
    Etwas mehr als die Hälfte des Energieertrags kommt von Fassadenanlagen, der Rest von geneigten Dachflächen. Flachdächer werden nicht mehr belegt.

Im Szenario, das die Roadmap Grossen skizziert, machen Fassaden 22 Prozent des gesamten Ertrags aus. Die anderen 78 Prozent kommen von Dächern. Als Basis für die Berechnungen wurden die Daten des Solarrechners von Energieschweiz verwendet. Hierzu wurde eine kombinierte Fassaden- und Dachanlage an einem Standort im Berner Oberland und eine im Mittelland herangezogen. Die beiden wurden gemittelt und die Werte für die Schweiz hochgerechnet.

Winterstrom aus Windkraft

Eine weitere Quelle für Winterstrom bieten Windkraftanlagen. Sie erzeugen zwei Drittel der Jahresstromproduktion im Winterhalbjahr und sind dank tiefer Gestehungskosten eine attraktive Energiequelle (Link). Heute produziert die Schweiz mit 41 Gross-Windenergieanlagen jährlich 146 GWh Strom. Eine einzelne Turbine produziert zwischen 4 und 5 GWh jährlich, davon rund 3 GWh Winterstrom. Um die 5 TWh zusätzlichen Winterstrom-Bedarf zu decken, müssten 1’700 Windturbinen in der Schweiz gebaut werden. Der Bau neuer Windturbinen in diesem Umfang ist nicht realistisch. Die Roadmap Grossen geht von 2 TWh zusätzlichem Windstrom aus knapp 700 Anlagen aus, davon zwei Drittel Winterstrom (1.32 TWh).

Allgemein gilt es, die Stromeffizienz zu erhöhen. Alte Stromverbraucher sind nach ihrer Lebensdauer durch effizientere zu ersetzten.

Im Winter den Strombedarf senken

Wenn es darum geht, den Winterstrom-Bedarf zu senken, gilt den Gebäuden und ihrer Steuerung ein besonderes Augenmerk. An erster Stelle steht die Wärmedämmung. Gebäude nach heutigem Standard brauchen nur rund einen Drittel der Heizenergie von Gebäuden aus den 70er- und 80er-Jahren (Link). Der passiven Wärmenutzung und der intelligenten Gebäudesteuerung ist insbesondere bei bestehenden Gebäuden hohe Priorität einzuräumen; sie zu dämmen ist nicht immer einfach.

Ein wichtiger Beitrag werden Fernwärmenetze leisten, die dicht besiedelte Gebiete mit Wärme für Heizung und Warmwasser versorgen. Schliesslich können in urbanen Gebieten nicht alle fossilen Heizungen durch Wärmepumpen ersetzt werden. 

Bei Erdsonden-Wärmepumpen und solchen mit Erdregister ist die Regeneration der Erdwärme im Sommer mit Stromüberschuss eine mögliche Lösung, um Sommerstrom in Form von Wärme für den Winter speicherbar zu machen. Dabei wird im Sommer die Wärmepumpe betrieben, um Raumwärme ins Erdreich zu übertragen. Dies hat den positiven Nebeneffekt, dass die Räume gekühlt werden. Die Regeneration der Erdwärme funktioniert ebenfalls in Kombination mit Solarthermie (Solarkollektoren). Wo keine Erdsonde gebohrt werden kann, können Eisspeicher eingesetzt werden, die ebenfalls überschüssige Sommerwärme aus Solarkollektoren speichern können, damit die Wärmepumpe im Winter weniger Strom benötigt. Das gleiche Prinzip bietet der «Jenni-Speicher», ein grosser Wärmespeicher mit integriertem Boiler und Wärmetauscher, der innerhalb von Gebäuden installiert wird (Link).

Ganz allgemein gilt es, die Stromeffizienz zu erhöhen. Bestehende, alte Stromverbraucher wie Beleuchtung, Pumpen, Geräte et cetera sind nach der Lebensdauer konsequent mit effizienteren zu ersetzen. Zudem müssen viel mehr intelligente Steuerungen eingesetzt werden, um den Stromverbrauch ohne Nutzen zu senken. Das entsprechende Potenzial ist sehr gross. Mit diesen Massnahmen wird ein ganzjähriger Beitrag zur Reduktion des Stromverbrauches geleistet.

Die Winterlücke beträgt bei Eigenversorgung und einer ambitionierten Winter-Solarstrategie total noch 26.1 TWh. Ich schlage vor, sie wie in der folgenden Grafik zu schliessen – das ist ein Vorschlag, wichtig ist mir, dass der Wettbewerb von Technologien Machbarkeit und Tempo spielt. Es kann und soll durchaus sein, dass sich Prioritäten und Gewichte verschieben und angepasst werden.

 

 

Einzigartig an der Roadmap Grossen ist die ganzheitliche Betrachtung und die ausgeglichene Stromproduktions-/ Verbrauchsbilanz in jedem Monat des Kalenderjahres.

Die Roadmap Grossen im Vergleich mit anderen Szenarien zur Energiewende

Ende Oktober 2021 hat die Axpo ihren «Power Switcher» präsentiert, in dem das Energieunternehmen diverse Zukunftsszenarien visualisiert und nachvollziehbar macht. Darin finden die Energieperspektiven des Bundesamtes für Energie (BFE) ebenso Platz wie das Szenario der Axpo oder die Roadmap Grossen.

Einzigartig an der Roadmap Grossen ist ihre ganzheitliche Betrachtung, die trotz hohem Elektrifizierungsgrad und der vollständigen Eigenversorgung mit Power-to-X-to-Power eine ausgeglichene Stromproduktions-/Verbrauchsbilanz in jedem Monat des Kalenderjahres ermöglicht.

Photovoltaik, Laufwasser- und Speicherkraft, Biomasse, Gas-to-Power
Stromproduktion und -verbrauch der Schweiz im Jahr 2050, gemäss Roadmap Grossen

Durch den starken Zubau von Photovoltaik-Anlagen werden in den Sommermonaten erhebliche Stromüberschüsse entstehen, die in Power-to-X-Anlagen in flüssigen Brenn- und Treibstoffe umgewandelt und gespeichert werden können. Daraus resultiert ein hoher Verbrauch im Sommer und eine erhöhte Produktion im Winter. Die flüssigen Brennstoffe sind lagerfähig und können im Winter bei Strombedarf wieder rückverstromt, respektive in Wärme umgewandelt werden.

Im Gegensatz zur Roadmap Grossen erfordern alle anderen Szenarien im Winter grosse Stromimporte. Das Bundesamtes für Energie (BFE) will gemäss dem Szenario Energieperspektiven im Winter zwischen 6 und 14 TWh importieren. Dieses Risiko darf die Schweiz ohne langfristige vertragliche Zusicherungen nicht eingehen.


Photovoltaik, Laufwasser- und Speicherkraft, Biomasse, Gas-to-Power
Stromproduktion und -verbrauch der Schweiz im Jahr 2050, gemäss Energieperspektiven 2050+ des Bundes

Vom aktuellen Zustand mit Sommerüberschuss und Winterimport bis zur vollständigen Umsetzung der Roadmap Grossen ist es ein langer Weg. Bis das Konzept mit Power-to-X und X-to-Power umgesetzt ist, wird vorübergehend ein ähnlicher Stromimport im Winter wie bisher nötig sein. Es bleibt zentral, im Sommer einen grossen Überschuss zu produzieren, um mit Power-to-X trotz schlechtem Wirkungsgrad eine ausreichende Winterreserve aufzubauen.

Empfehlung zu Import/Export

Die Elcom empfiehlt in ihrem Bericht «Versorgungssicherheit im Winter» einen Importbedarf von deutlich unter 10 TWh. Zudem zeigt sie im Bericht «Stromversorgungssicherheit Schweiz 2025» (Link) in drei Szenarien auf, welche Massnahmen kurzfristig zu ergreifen sind, um verschiedenen Blackout-Szenarien vorzubeugen.

 

Wie gelingt die Energiewende?
Diese Frage zu beantworten ist unser aktuelles Generationen- und Pionierprojekt.
 

Jürg Grossen,
Unternehmer und Nationalrat

Politische Forderungen

Die erfolgreiche Umsetzung der Energiestrategie 2050 ist ein politisches Projekt. Es bedingt einerseits, dass die Ziele klar formuliert sind und andererseits Anreize und Rahmenbedingungen, um die Ziele zu erreichen – je besser die Rahmenbedingungen, desto dynamischer wird die Transformation ausfallen und desto weniger rechtlichen Zwang braucht sie. Deshalb sind folgende Forderungen ebenfalls Teil der Roadmap Grossen:

  • eine deutliche Erhöhung der Ausbauziele für Photovoltaik
  • eine Offensive für den raschen und starken Zubau von Photovoltaik-Anlagen:
    • Weiterentwicklung des Fördersystems mit einem höheren Netzzuschlag und einer Verschuldung des Netzzuschlag-Fonds, damit genügend Mittel für Einmalvergütungen und Auktionen vorhanden sind
    • eine minimale Abnahmevergütung für ins Netz eingespeisten PV-Strom
    • verstärkte Ausrichtung auf Winterstrom-Produktion
    • Eigenstrom-Pflicht bei Neubauten und Sanierungen
    • Einführung virtueller Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch (ZEV) mit Anpassung der Gebühren für Netzkosten und Anreizen zur Lastspitzenreduktion (Basis für Smart-Grid)
    • steuerliche Verbesserungen für Solaranlagenbetreiber sowie die Reduktion der administrativen und regulatorischen Hürden zur Errichtung von Photovoltaik-Anlagen
  • einen Unabhängigkeitsgrad und die Resilienz festlegen
  • Stromabkommen mit der EU
  • die vollständige Liberalisierung des Strommarktes
  • die Förderung der Power-to-X-Technologie von der Forschung bis zur Realisierung als Ergänzung zur Speicherwasserkraft
  • eine weitere Senkung der Flottenziele für Fahrzeuge
  • die weitere Erhöhung der CO2-Abgaben auf fossilen Brennstoffen
  • eine rasche Umsetzung der Energiestrategie 2050 in den Kantonen mit verstärkten Anreizen für Gebäudesanierungen (MuKen 2025)
  • die Senkung der administrativen und regulatorischen Hürden für Gebäudesanierungen, insbesondere in Kombination mit Photovoltaikanlagen.

Dank

Ich bedanke mich herzlich bei meinen Co-Autoren Selina Davatz und Mario Rubin, beide Energieberater bei
Elektroplan Buchs & Grossen AG.

Mein Dank geht weiter an Michael Beer, BKW, Michel Piot, SWV, David Felix, ETH, Urs Elber, EMPA, Claus Huber, Axpo Power Switcher, Barbara Schaffner, Nationalrätin GLP, David Stickelberger, Geschäftsführer Swissolar, für den Austausch zu den Berechnungen meiner Roadmap.

Ich danke allen engagierten Energie-Fachspezialisten in Unternehmen, Verbänden, Organisationen, Verwaltung und Politik für ihren täglichen Einsatz zugunsten der Energiewende.

Impressum
Autor: Jürg Grossen, Frutigen
Co-Autoren: Selina Davatz, Bleiken, und Mario Rubin, Frutigen
Mitarbeit: Nicola Brusa, Lausanne und Hans Grossen, Frutigen
Berechnungen und Grafiken: Mario Rubin, Frutigen
Umsetzung Online: Laxushan Yogalingam, Damjan Schertenleib, itlink.swiss