Die Schweiz: ein Wasserschloss und Sonnenland

Am 1. Januar 2018 tritt das revidierte Energiegesetz zusammen mit den Verordnungen in Kraft. Damit wird der Bau neuer Kernkraftwerke verboten. Die alten AKWs sollten noch so lange weiterbetrieben werden, solange diese sicher sind. In Fachkreisen wird davon ausgegangen, dass das letzte Schweizer Kernkraftwerk bis 2040 stillgelegt wird. Die schrittweise wegfallende Elektrizität muss anderweitig zur Verfügung gestellt werden. Das revidierte Energiegesetz dient deshalb auch dazu, die erneuerbaren Energien zu fördern. Insgesamt sollen die Abhängigkeit von importierten fossilen Energien reduziert und die einheimischen erneuerbaren Energien gestärkt werden. Doch welche Stromproduktionstechnologien weisen in der Schweiz das grösste Potenzial zu gleichzeitig günstigen Preisen vor und leisten zudem ihren Beitrag zu einer klimafreundlichen Stromversorgung?

Die Wasserkraft gilt heute als wichtigste Stromquelle. Die Ausbaupotenziale sind aber stark begrenzt. Grosse Potenziale in der Schweiz gibt es bei der Sonnenenergie (Photovoltaik).

Viel Sonnenenergie

Unter den erneuerbaren Energien in der Schweiz weist die Solarenergie – genauer gesagt Photovoltaik-Anlagen bis 2035 und 2050 das grösste Zubau-Potenzial auf, wie eine neue Studie des PSI zuhanden des Bundesamtes für Energie (BFE) zeigt. Da die Sonne jedoch nur tagsüber variabel scheint und im Sommerhalbjahr viel ausgiebiger als im Winterhalbjahr, sind laut Studie Massnahmen notwendig, um grosse Mengen Photovoltaik-Strom ins System zu integrieren. Das können beispielsweise dezentrale Batteriespeicher in Ein- und Mehrfamilienhäusern oder grössere Netzspeicher im Verteilnetz sein. Auch die Windenergie – vor allem in der Romandie – präsentiert sich in der neuen Studie mit einem beträchtlichen Zubau-Potenzial. Erst für einen Zeithorizont ab 2050 oder später wird die Stromproduktion aus Tiefengeothermie genannt. Sie ist heute noch mit grossen technischen Unsicherheiten verbunden.

Bereits heute wird die in der Landwirtschaft anfallende Gülle energetisch genutzt und in Biogas-Kraftwerken verstromt. In Zukunft könnte ein noch grösserer Teil der Gülle zu Strom umgewandelt werden. Auch beim wichtigsten Standbein der Schweizerischen Stromversorgung – der Wasserkraft – besteht ein gewisses Zubau-Potenzial. Ob dieses realisiert werden kann, hängt jedoch sehr stark von den wirtschaftlichen, politischen und gesellschaftlichen Rahmenbedingungen ab.

Bei der zukünftigen Entwicklung der Gestehungskosten der verschiedenen Stromerzeugungstechnologien bis 2050 zeigt sich ein uneinheitliches Bild. Während die Kosten für Wasserkraft, landwirtschaftliche Biogasanlagen und fossile Stromerzeugung eher steigen, sinken sie für Photovoltaik und Windenergie nochmals deutlich. 2050 dürfte Strom aus Photovoltaik nur noch halb so teuer sein wie heute.

Die Kosten von neuen Photovoltaik- und Windenergieanlagen sind schon heute konkurrenzfähig. Grosse Photovoltaikanlagen werden zukünftig die kostengünstigste Stromerzeugungstechnologie sein.

Versorgungssicherheit auch ohne Atomstrom

Die Studie des PSI zeigt folglich, dass das Potenzial für den Zubau erneuerbarer Energien in der Schweiz sehr gross ist und die Photovoltaik und Windenergie aufgrund der weiter sinkenden Kosten zu den günstigsten Stromerzeugungstechnologien gehören. Die Stromproduktion aus Sonnen- und Windenergie fluktuiert aber zeitlich stark. Ob in einem kalten, dunklen Winter mit geringer erneuerbarer Produktion nach Abschaltung aller Kernkraftwerke genügend Strom für alle vorhanden ist und kein Blackout droht, muss sich zeigen. Die Ende Oktober veröffentlichte Studie „System Adequacy“ der ETH Zürich und der Universität Basel zuhanden des BFE sieht die Versorgungssicherheit bis 2035 für gewährleistet. Wichtige Voraussetzung dafür ist neben dem Ausbau der erneuerbaren Energien und der Steigerung der Energieeffizienz die Integration in den europäischen Strommarkt. Die Versorgungssicherheit mit Strom in der Schweiz wird durch eine gute Vernetzung mit den Nachbarländern gewährleistet. Ein gut funktionierender Stromhandel ist für die Versorgungssicherheit der Schweiz enorm wichtig. In diesem Fall kann die Schweiz dann Strom günstig importieren, wenn dieser in anderen europäischen Ländern im Überfluss vorhanden ist. Diese Importzeiten sind wichtig, da dadurch die Schweizer Speicher ruhen können, so dass genügend Kapazitäten für Stunden mit hoher Stromnachfrage und geringer Importmöglichkeit vorhanden sind.

Trotz Ausstieg aus der Kernenergie kann die langfristige Versorgungssicherheit marktorientiert und im Verbund mit den Nachbarstaaten sichergestellt werden. Dass der dafür notwendige Ausbau der erneuerbaren Energien vorankommt, sorgt ab 2018 das revidierte Energiegesetz.

Die Schweiz: ein Wasserschloss und Sonnenland

Ein europäischer Strommarkt für die Energiewende

Die Energiewende ist beim nördlichen Nachbarn Deutschland beschlossene Sache und schreitet weiter voran. Im Jahr 2014 waren die Erneuerbaren, hauptsächlich Windkraft, Biomasse und Solarenergie, erstmals wichtigste Energiequelle im Strommix, sie verdrängten mit einem Anteil von 27,3 % am deutschen Stromverbrauch die Braunkohle von Platz 1, wie „Agora Energiewende“ berichtet. Deutschland steigt bis 2022 also definitiv aus der Kernenergie aus, das Zeitalter der regenerativen Energien hat schon begonnen. Die Übertragungsnetze und deren Ausbau bilden dabei das Rückgrat der Strominfrastruktur, die diesen Wandel bei der Elektrizitätsversorgung erst ermöglicht. Die Bundesnetzagentur in Deutschland präsentiert zu diesem Zweck jährlich einen Netzentwicklungsplan (NEP).

Lokaler Widerstand gegen Netzausbau

Zentral beim Netzentwicklungsplan sind vordergründig vier Korridore quer durch Deutschland, hauptsächlich auf einer Nord-Süd-Achse. Die Projekte „SuedLink“ und „Gleichstrompassage Süd-Ost“ würden zusätzliche Austauschkapazitäten zwischen Norddeutschland und Süddeutschland sichern, welche aufgrund des massiven Zubaus an regenerativen Erzeugungseinheiten an Land (vor allem Photovoltaik im Süden) und Offshore durch Windleistung in der Nordsee notwendig werden. An die Stromautobahn „SuedLink“ sollen die Nachbarländer Norwegen, Dänemark und Schweden angeschlossen werden. Die Gleichstrompassage Süd-Ost soll die Standorte von Windkraftanlagen in Norddeutschland, die Erzeugungs- und Lastschwerpunkte in Bayern sowie die heutigen und zukünftigen Pumpspeicher der Alpenregion verbinden. Die beiden Megaprojekte könnten bis 2034 Stromleitungen mit einer Leistung von bis zu 8 Gigawatt (GW) führen, was der Leistung von acht grossen Kernkraftwerken entspricht. Der Netzausbau würde Versorgungssicherheit gewährleisten und dabei helfen, dass Knappheiten im Süden Deutschlands, mit denen hohe Strompreisspitzen verbunden wären, vermieden  werden.

Trotzdem gibt es auch Gegner des Netzausbaus, jeweils an den konkreten geplanten Trassenverläufen: Am lautesten artikuliert wird die Skepsis gegenüber den Stromautobahnen und der Widerstand der Bevölkerung derzeit in Bayern.  Dort wird vor allem die „Gleichstrompassage Süd-Ost“ für überflüssig gehalten, was im Widerspruch zu den Planungen des Bundeswirtschaftsministeriums steht, in dessen Zuständigkeit die Energiewende fällt. Dieser Konflikt reicht bis in die höchste Regierungsebene. Im Jahr 2023, nach Abschaltung des letzten Kernkraftwerks in Bayern, treten nicht nur in Spitzenzeiten, sondern über das ganze Jahr Stunden mit defizitärer Leistungsabsicherung auf. Die Versorgungssicherheit in Bayern wäre dann akut gefährdet – das wissen auch die Trassengegner. Statt des Baus von Stromnetzen wird vorgeschlagen, Gas- und Dampf-Kraftwerke (GuD) in Bayern zu errichten, um die Versorgung zu gewährleisten. Dieser Plan funktioniert jedoch nur auf dem Papier, denn in der Realität entscheidet der Strommarkt und nicht die Lokalregierung, welche Kraftwerke zum Einsatz kommen.

Die Schaffung eines europäischen Strommarktes schreitet voran. Die Strommärkte der rotgefärbten Länder sind bereits gekoppelt. Eine Kopplung mit den rosagefärbten Länder steht kurz bevor. Die Schweizer Stromwirtschaft muss weiterhin auf eine Marktkopplung warten.
Die Schaffung eines europäischen Strommarktes schreitet voran. Die Strommärkte der rotgefärbten Länder sind bereits gekoppelt. Eine Kopplung mit den rosagefärbten Länder steht kurz bevor. Die Schweizer Stromwirtschaft muss weiterhin auf eine Marktkopplung warten.

Gaskraftwerke anstatt europäische Integration

Die Strommärkte in Europa sollen künftig noch stärker miteinander verbunden werden, um die Kraftwerke möglichst kosteneffizient einzusetzen. An den Strombörsen wird auf einem Markt Strom über die Grenzen hinweg gehandelt. Der grenzüberschreitende Handel von Strom und die Vergabe der dafür notwendigen Transportkapazität werden innerhalb der Marktkopplung (Market Coupling) gemeinsam erfüllt. Market Coupling ermöglicht es, günstige Stromangebote in einem Land zur Deckung einer Stromnachfrage in einem anderen Land mit einem höheren Preisniveau zu nutzen. Idealerweise gleichen sich dadurch in Zukunft die Preise in den gekoppelten Märkten an. Dies führt zu einem kosteneffizienten Kraftwerkseinsatz sowie zu einer optimalen Ausnutzung der grenzüberschreitenden Transportkapazitäten unter Berücksichtigung der Engpässe. Für die gesamte betrachtete Region resultiert daher eine volkswirtschaftlich effiziente Lösung.

Der Einsatz der Kraftwerke auf dem Strommarkt erfolgt nach einer Grenzkostenlogik. Das bedeutet, dass Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten (i.d.R. variable Kosten, also Brennstoffkosten zuzüglich laufender Betriebskosten) bevorzugt werden (Merit-Order). Strom aus erneuerbaren Energien geniesst einen Einspeisevorrang und reduziert die Stromnachfrage, welche durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden muss (Residuallast). Dadurch erreichen konventionelle Kraftwerke weniger Volllaststunden und werden teilweise sogar ganz aus dem Markt gedrängt. Zuerst werden Technologien verdrängt, welche relativ hohe Grenzkosten aufweisen. Dies sind insbesondere GuD-Kraftwerke. Diese Logik gilt grenzüberschreitend. Je mehr Erneuerbare in Europa am Netz sind, desto weniger Volllaststunden bleiben für konventionelle Kraftwerke.

Dies bedeutet für Deutschland und die bayerischen Kraftwerke, dass sich nach Abschaltung der Kernkraftwerke neue GuD-Kraftwerke in Bayern in der Einsatzreihenfolge der Kraftwerke aufgrund der viel höheren Grenzkosten hinter den Kohlekraftwerken im Nordosten und Nordwesten Deutschlands positionieren und somit nur wenige Stunden im Jahr im Einsatz sind. Gleichzeitig findet ein Ausbau der Windkraft in Norddeutschland statt, der diese Entwicklung zusätzlich verstärkt. Die neuen Kraftwerke in Bayern könnten also nicht rentabel betrieben werden und würden in den meisten Stunden im Jahr stillstehen. In den übrigen Stunden aber bestünde weiterhin Transportbedarf von Strom vom Norden in den Süden. Da die Netzengpässe aber weiterhin bestehen blieben, käme es in diesem Fall auf Geheiss der Übertragungsnetzbetreiber zu notgedrungenen Änderungen des Kraftwerkseinsatzes (Redispatch). Wegen der Netzengpässe würden dann die neuen GuD-Kraftwerke in Bayern anstelle der Kohlekraftwerke im Norden Deutschlands kurzfristig eingesetzt. Redispatch ist aber mit Ineffizienzen verbunden, da einerseits teure Kraftwerke einspringen müssen, obwohl kostengünstigere Optionen bereitstünden und weil andererseits die bereits verbuchten Geschäfte der nicht abgerufenen Kohlekraftwerke trotzdem beglichen werden müssen. Solche Situationen würden immer wieder auftreten. Abhilfe würde in dieser Situation der Netzausbau schaffen.

Analogon in der Schweiz

Dieses Dilemma in Bayern ist nicht nur geografisch ganz nah bei der Schweiz, sondern auch thematisch. Auch die Schweizer Energiepolitik hat den Ausstieg aus der Kernenergie beschlossen und diskutiert in der Energiestrategie 2050 den Bau von neuen GuD-Kraftwerken, um die entstehende Stromlücke zu decken. Auch Stromimporte wurden zwischenzeitlich diskutiert. Das Fallbeispiel „Bayern“ zeigt aber, dass innerhalb eines europäischen Strommarktregims solche GuD-Kraftwerke kaum rentabel zu betreiben sind und volkswirtschaftlich unter aktuellen Rahmenbedingungen keiner effizienten Lösung entsprechen. Soll die Schweiz am europäischen Strombinnenmarkt teilnehmen, wie von Stromkonzernen und dem Bundesamt für Energie angestrebt, sollte der Fokus bereits heute auf dem Netzausbau, insbesondere an der Grenze zu unseren Nachbarländern, und auf dem Ausbau der erneuerbaren Energien sowie ggf. perspektivisch dem Ausbau der Speicherkapazitäten liegen. Ein Schweizer Strommarkt, welcher europäisch integriert ist, braucht dann voraussichtlich weniger lokale GuD-Kraftwerke, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Wenn die Schweiz die Versorgungssicherheit mit Kapazitäten innerhalb der eigenen Grenzen sicherstellen möchte, würden andere und zusätzliche Mechanismen benötigt, um diese Kapazitäten rentabel zu betreiben und damit überhaupt Investoren zu finden.

Strommarkt im Wandel

Die aktuelle Entwicklung am europäischen Strommarkt sollte immer auch in einer langfristigen Perspektive betrachtet werden. So bietet der europäische Strommarkt auf Basis der Grenzkostenlogik heutzutage nicht genügend betriebswirtschaftliche Anreize zum Kraftwerksneubau, und auch Bestandanlagen wurden in den letzten Jahren immer unrentabler. Der Strommarkt wie er heute besteht, weist unter diesem Aspekt Mängel auf. Deshalb wird das zugrunde liegende Regelwerk zurzeit stark überarbeitet. Derzeit ist noch offen, unter welchen Bedingungen die in den nächsten Jahren ausser Betrieb gehenden Kraftwerke durch die flexibel regelbaren Kapazitäten ersetzt werden können, die es braucht, um ein durch fluktuierende erneuerbare Erzeugung dominiertes Stromsystem zu stabilisieren. Die Entwicklung könnte in Richtung eines Strommarktes 2.0 gehen. Dieser setzt auf ein hochentwickeltes Netzmanagement, die Regelbarkeit von erneuerbaren Energien und auf eine deutliche Flexibilisierung der Nachfrageseite. In solch einem Strommarktdesign würden Investitionsanreize durch kurzfristig hohe Preisspitzen wieder interessanter werden. Wie genau das neue Design des Strommarktes aussieht und wie lange eine Markttransformation dauern wird, ist ungewiss. Die Chancen sind aber intakt, dass GuD-Kraftwerke und Pumpspeicher in den Alpen dann wieder rentabler betrieben werden können.

Ein europäischer Strommarkt für die Energiewende