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

Das Stromsystem der Zukunft ist erneuerbar und flexibel

Im fünften und letzten Teil der Serie „Strommarkt Schweiz – Europäische Integration oder Autarkie?“ geht es um die Frage: „Ist der Strommarkt einem massiven Wandel ausgesetzt?“

 

Beispielhafter Vergleich der stündlichen Stromerzeugung während einer Woche im zukünftigen System mit viel erneuerbaren Energien sowie im System mit Bandlastkraftwerken (Kern- & Kohlekraftwerke).
Beispielhafter Vergleich der stündlichen Stromerzeugung während einer Woche im zukünftigen System mit viel erneuerbaren Energien sowie im System mit Bandlastkraftwerken (Kern- & Kohlekraftwerke) Quelle: Agora Energiewende.

Zahlreiche Branchen befinden sich im Zuge der Digitalisierung im Umbruch. Neue Marktteilnehmer wie Uber oder AirBnB, die vor 10 Jahren noch nicht einmal gegründet waren, sind rasch vom kleinen Start-up zum globalen Marktleader aufgestiegen und dominieren heute ganze Wirtschaftszweige. Die Digitalisierung erfasst das Stromsystem mit dem Einzug von Smart Grids, Elektroautos, virtuellen Kraftwerken und App-gesteuerten Anlagen aber erst langsam, denn der grosse, zurzeit stattfindende Umbruch in der Strombranche wird nicht von der Digitalisierung, sondern von anderen Faktoren ausgelöst.

 

„Gute alte Zeiten“

In der – zumindest aus Sicht der Stromwirtschaft – „guten alten Zeit“ produzierten grosse Kernkraftwerke und (ausserhalb der Schweiz) Kohlekraftwerke kontinuierlich Strom, sogenannte „Bandlast“, der über das Übertragungs- und Verteilnetz an die Kunden gelangte. Die Produktion wurde der Nachfrage angepasst und diese war früher gut prognostizierbar. Absehbare Nachfragespitzen – wie das grossflächige Einschalten der Kochherde zur Mittagszeit oder die Unterhaltungselektronik-intensiven Abendstunden – wurden mit regelbaren, flexiblen (Pump-)Speicherkraftwerken und (ausserhalb der Schweiz) Gaskraftwerken gewinnbringend versorgt. Es war die Zeit der bedarfsgerechten, gewinnbringenden Produktion durch zentrale Kraftwerke mit hoher Verfügbarkeit und Flexibilität. Die konventionellen Kraftwerke wie Kern-, Speicher-, Kohle- oder Gaskraftwerke wurden europaweit vom Staat geplant, gebaut und finanziert und erst Jahre später im Zuge der Liberalisierung des Strommarktes in private Firmen der heutigen Strombranche überführt, wobei die Hauptaktionäre der grossen Stromfirmen nach wie vor vielerorts die Gliedstaaten (Kantone) sind.

 

Strommarktöffnung

In den letzten rund zehn Jahren ist aus dem übersichtlichen Stromsystem ein immer komplexeres System geworden. Die Gründe dafür sind vielseitig und keineswegs trivial. Der Wandel begann mit der Strommarktöffnung. In der EU ist der Strommarkt für Grosskunden seit 2004, für Private seit 2007 geöffnet. Die Schweiz nimmt da eine Ausnahmestellung ein. Während der erste Schritt der Marktöffnung (für Grossverbraucher) seit 2009 abgeschlossen ist, warten die Privaten weiterhin auf die Liberalisierung. Der zweite Schritt zur vollständigen Strommarktliberalisierung dürfte in der Schweiz wohl erst um 2020 kommen. Die Marktöffnung erlaubt es den Verbrauchern, ihren Stromlieferanten frei wählen zu können. Sie sind dann nicht mehr gezwungen, die Gestehungskosten ihres lokalen Anbieters zu bezahlen. Dadurch erhöht sich der Wettbewerb unter den Anbietern, und grosse wie kleine Kraftwerke aus der Nordostschweiz konkurrieren mit jenen aus der Westschweiz und der Zentralschweiz. Der Wettbewerb in der Strombranche endet aber nicht an der Landesgrenze. Mit der Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes verfolgt die EU seit den 1990er-Jahren das Ziel, in Europa einen wettbewerbsfähigen, offenen und grenzüberschreitenden Strommarkt zu schaffen. Dieser Vision ist die EU im Jahr 2016 schon sehr nahe gekommen. So sind in Europa 26 Länder, von Spanien bis Finnland und Italien bis England, über das sogenannte Markt Coupling miteinander verbunden. Vor allem aufgrund der unvollständigen Strommarktliberalisierung in der Schweiz ist die Eidgenossenschaft nicht offiziell mit den anderen europäischen Ländern gekoppelt. Trotzdem ist das gegenseitige Interesse des grenzüberschreitenden Stromhandels gross, so dass die Schweizer Stromfirmen mit ihren Kraftwerken über explizite Auktionen ebenfalls am europäischen Strommarkt teilnehmen. Aus den früheren nationalen Märkten wird zunehmend ein grosser europäischer Strombinnenmarkt. Der tiefste Gebotspreis entscheidet dann, ob der in Zürich nachgefragte Strom an einer Windturbine an der Ostsee, in einem Speicherkraftwerk in Norwegen oder in einem Kernkraftwerk in der Schweiz produziert wird.

 

Klimaschutz

Parallel zur Strommarktliberalisierung ist die Energiewende ein weiterer Grund für die zunehmende Komplexität im Stromsystem. Die Energiewirtschaft ist europaweit für einen erheblichen Anteil der CO2-Emissionen verantwortlich. In Deutschland stammten auch im Jahr 2014 46 % der CO2-Emissionen aus Kraftwerken der Energiebranche. In der Schweiz sieht das ganz anders aus. Die in der Schweiz stehenden Kern- und Wasserspeicherkraftwerke sind nahezu CO2-frei und somit sehr klimafreundlich. Will die EU ihre Klimaziele erreichen, müssen daher die CO2-Emissionen in der Energiewirtschaft deutlich gesenkt werden. Kohle- und Gaskraftwerke müssen folglich durch andere Technologien ersetzt werden. Eine Option wäre der Umstieg auf Kernkraftwerke, doch dieser hat in einigen Ländern, so auch in Deutschland und der Schweiz, seit dem Reaktorunglück in Fukushima einen schweren Stand. Kohle- und Gaskraftwerke, die sehr viel CO2-Emissionen verursachen, können demzufolge nur mit erneuerbaren Energien ersetzt werden, sollen die Klimaschutzziele erreicht werden. „Energiewende“ bedeutet im deutschsprachigen Raum folglich Ausstieg aus fossilen Energieträgern und Kernkraft und Ausbau der erneuerbaren Energien. Bei den erneuerbaren Energien machen die Stromproduktionen aus Sonne (PV) und Wind das Rennen, da sie vergleichsweise konkurrenzfähig sind. Der Ausbau der erneuerbaren Energien beschränkt sich aber keinesfalls auf Europa, sondern ist ein globales Phänomen. Im Jahr 2014 wurden alleine in China Windkraftanlagen mit einer Leistung von 23 Gigawatt zugebaut. Das entspricht der Leistung von rund 23 grossen Kernkraftwerken! Zum Vergleich: In Deutschland und in den USA wurden 2014 je rund 5 Gigawatt zugebaut. In Brasilien, Indien und Kanada je weitere 2 Gigawatt. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien entstehen viele dezentrale Kraftwerke, welche wetterabhängig und somit stark fluktuierend produzieren. Vor allem beim Ausbau der Stromerzeugung aus Sonnenenergie handelt es sich grösstenteils um Anlagen von Privaten. Diese sind nun gleichzeitig Produzenten von Strom als auch Verbraucher (Prosumer). Neben der stark fluktuierenden Stromproduktion aus erneuerbaren Energien wird auch der Stromverbrauch variabler und weniger gut vorhersehbar, da zwischen Eigenverbrauch der selbsterzeugten Energie und Netzbezug hin und her gewechselt wird oder intelligente Geräte sich entscheiden, zu einem bestimmten Zeitpunkt gerade keinen Strom zu beziehen. Aus dem ursprünglich einfachen Stromsystem mit grossen zentralen Kraftwerken, die Strom in eine Richtung zum Kunden lieferten, ist ein europaweiter Markt geworden mit vielen dezentralen Anlagen, unzähligen Marktteilnehmern und fluktuierender Stromproduktion. Während früher das Stromsystem Nachfrage-gesteuert war, ist es heute aufgrund der Wetterabhängigkeit der Stromproduktion Angebot-gesteuert. Nicht mehr die Verbraucher bestimmen, wann ein Kraftwerk produziert, sondern die Kraftwerke entscheiden wann Verbraucher ihren Strom konsumieren. Dafür braucht es flexible, smarte Nachfrager. Hier kommt die Digitalisierung ins Spiel, die dabei auf eine Branche trifft, welche den Wandel und Umbruch schon bestens kennt.

> weiterführende Literatur

Das Stromsystem der Zukunft ist erneuerbar und flexibel

Der wichtige Unterschied zwischen Arbeit und Leistung

Im zweiten Teil der Serie „Strommarkt Schweiz – Europäische Integration oder Autarkie?“ geht es um die Frage: „Ist die Schweiz auf Stromimporte angewiesen?“

Leistungsbetrachtung
Zur Deckung der höchsten jährlichen Stromnachfrage ist die Schweiz bei einer kurzfristigen Leistungsbetrachtung nicht auf Stromimporte angewiesen.

Elektrischen Strom nutzt die Menschheit seit Mitte des 19. Jahrhunderts. Wenig später entwickelte Werner von Siemens den ersten elektrischen Generator, den er als Zündmaschine für die Zündung von Sprengladungen vermarkten konnte. Gegen Ende des 19. Jahrhunderts entwickelten sich diese Generatoren immer mehr zu Grossmaschinen, um den Strombedarf der immer grösser werdenden Stromnetze befriedigen zu können. In erster Linie dienten diese Netze zur Bereitstellung von elektrischem Strom für die Beleuchtung mit Glühlampen in der Öffentlichkeit und in ersten Privathaushalten.

Seither nimmt die Bedeutung des elektrischen Stroms als Energieform stetig zu und ist heute – rund 150 Jahre später – im Alltag nicht mehr wegzudenken. In jeder einzelnen Sekunde wird Strom nachgefragt und genutzt, jedoch nicht zu jeder Stunde gleich viel. Die sogenannte Lastkurve des Stromverbrauchs weist einen charakteristischen Tages-, Wochen- und Jahreszeitverlauf auf. In der Nacht wird deutlich weniger Strom nachgefragt als tagsüber, wobei vor allem zur Mittagszeit und am frühen Feierabend die Stromlast besonders hoch ist, weil dann unter anderem die ganze Schweiz kocht. Die Wochenenden weisen gegenüber den Werktagen eine deutlich geringere Stromnachfrage vor, da dann in den Gewerbe- und Dienstleistungssektoren reduziert oder nicht gearbeitet wird. Die Jahreszeiten spielen ebenfalls eine wichtige Rolle. Während den kurzen, dunklen und kalten Wintertagen wird deutlich mehr Strom für Beleuchtung und Heizbedarf aufgewendet, verglichen mit den hellen, warmen Sommertagen. Die berühmt-berüchtigte Jahreshöchstlast des elektrischen Stroms, also jene Stunde im Jahr mit der höchsten Stromnachfrage tritt demzufolge an einem eiskalten Wintertag mit hohem Heizbedarf nach Sonnenuntergang auf, wenn viele Geschäfte noch geöffnet haben aber auch schon viele private Anwendungen für Beleuchtung und Kochen eingeschaltet sind. Diese Jahreshöchstlast der Inlandstromnachfrage liegt in der Schweiz bei rund 10 Gigawatt und wird nur wenigen Stunden im Jahr nachgefragt. Doch wieviel sind 10 Gigawatt?

 

Wenn die Schweiz Haare föhnt

Nach dem Duschen am Morgen muss zum Trocknen der Haare ein Föhn her. Dieser hat typischerweise eine Leistung von 1‘000 Watt. Eine Stunde lang Föhnen würde somit einen Stromverbrauch (Arbeit) von 1‘000 Wattstunden (= 1 kWh) auslösen. Wenn nun an einem Morgen eine Million Schweizer gleichzeitig eine Stunde lange ihre Haare föhnen, würde dies einer Leistung von 1‘000‘000‘000 Watt (= 1 Gigawatt) entsprechen, also in etwa der Leistung eines grossen Kernkraftwerks in der Schweiz pro Stunde. Somit ist auch der wichtige Unterschied zwischen Leistung und Arbeit erläutert. Leistung ist, was in einem Moment nachgefragt wird. Wenn eine Leistung über eine bestimmte Zeit nachgefragt wird (z.B. eine Stunde) kann daraus eine Arbeit (Stromverbrauch) berechnet werden.

 

Ausgelegt auf die Höchstlast

Zurück zur Jahreshöchstlast von 10 Gigawatt in der Schweiz. Obwohl eine solch hohe Leistung in der Schweiz nur während weniger Stunden im Jahr nachgefragt wird, muss das Stromsystem in der Lage sein, diese Situation zu bedienen. Ansonsten würde es genau in diesen Stunden zu Stromunterbrüchen und Blackouts kommen und die Versorgungssicherheit wäre nicht gewährleistet.

Der Jahreshöchstlast sind deshalb die verfügbaren Kraftwerkskapazitäten gegenüberzustellen, um die Frage beantworten zu können, ob die Schweiz zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit auf Stromimporte angewiesen ist. In der Schweiz sind zurzeit rund 3 Gigawatt Kernkraftwerke und mehr als 14 Gigawatt Wasserkraftwerke (und andere erneuerbare Energien) installiert. Zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast – also voraussichtlich an einem kalten Winterabend – sind möglicherweise aufgrund einer winterlichen Trockenheit und fehlender Sonneneinstrahlung nicht alle Wasserkraftwerke und anderen erneuerbaren Energien verfügbar. Die anrechenbare Leistung wird dadurch reduziert. Trotzdem bleibt eine Kraftwerksleistung von rund 13 Gigawatt verfügbar und somit mehr als die maximale 10 Gigawatt Inlandnachfrage, die nur selten pro Jahr auftritt. Bei einer Leistungsbetrachtung kann die Schweiz somit aus eigener Kraft kurzfristig für Versorgungssicherheit sorgen und ist nicht auf Stromimporte angewiesen.

Während des ganzen Jahres exportiert und importiert die Schweiz viel Strom aus den Nachbarländern. Im Winter kann die Schweiz bei einer langfristigen Arbeitsbetrachtung nur dank Stromimporten die Versorgungssicherheit gewährleisten.
Während des ganzen Jahres exportiert und importiert die Schweiz viel Strom aus den Nachbarländern. Im Winter kann die Schweiz bei einer langfristigen Arbeitsbetrachtung nur dank Stromimporten die Versorgungssicherheit gewährleisten.

Stromexporte trotz Knappheit

Ein Blick auf die jährliche Strombilanz der Schweiz lässt aber aufhorchen. Bei der Betrachtung über einen Monat oder ein Jahr wird nicht mehr von Leistung sondern von Arbeit oder eben Stromproduktion und -verbrauch gesprochen. Also von der durchschnittlichen Leistung über eine definierte Zeit. Die monatliche Schweizer Strombilanz zeigt nun eindeutig auf, dass die Schweiz im Sommerhalbjahr deutlich mehr Strom im Inland produziert als dies zur Befriedigung der Inlandnachfrage nötig wäre. Im Winter hingegen wird auf einer Monatsbasis weniger produziert als total nachgefragt wird. Die Frage ist, ob die Schweiz im Winter am Produktionsmaximum ist und die Inlandnachfrage trotzdem nicht befriedigen kann oder ob sie nicht mehr produzieren will, beispielsweise weil Stromimporte billiger sind. Es dürfte eine Kombination daraus sein. Der wichtigste Grund liegt jedoch in der Schaffung und der Kopplung der europäischen Strommärkte, wo auch die Schweiz eine wichtige Rolle spielt. So wird die Gesamtzahl der Kraftwerke in Europa so eingesetzt, dass es insgesamt am kosteneffizientesten geschieht. Der zentrale Marktplatz dafür sind die europäischen Strombörsen. So zeigt auch die Strombilanz der Schweiz, dass selbst im Winter, wenn im Inland weniger Strom produziert als eigentlich verbraucht wird, trotzdem noch Strom ins Ausland exportiert wird. Gleichzeitig wird im Sommer, obwohl mehr Strom im Inland produziert als in der Schweiz verbraucht wird, zusätzlich noch Strom aus dem Ausland importiert wird. Das geht natürlich nur gut, wenn im Winter noch mehr importiert wird als eigentlich nötig und im Sommer viel mehr exportiert wird als der eigentliche Überschuss aus der Inlandproduktion. Dies zeigt deutlich auf, dass die Schweizer Stromwirtschaft sehr nahe an den europäischen Strommärkten agiert und immer dann exportiert respektive importiert, wenn es aus wirtschaftlicher Sicht am optimalsten ist. Es zeigt aber auch, dass bei einer Arbeitsbetrachtung die Schweiz jederzeit Strom importiert und somit zur langfristigen Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit auf Stromimporte aus den Nachbarländern angewiesen ist.

Der wichtige Unterschied zwischen Arbeit und Leistung

Energie ist mehr als elektrischer Strom

Im ersten Teil der Serie „Strommarkt Schweiz – Europäische Integration oder Autarkie?“ geht es um die Frage: „Kann die Schweiz ihren Energiehunger selber stillen?“

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Entwicklung des Energieverbrauchs in der Schweiz: Der Energiehunger ist nach 1950 rasant in die Höhe geschossen. Seit rund zehn Jahren hat sich der Verbrauch jedoch etwas stabilisiert.

Bundesrat und Parlament haben 2011 weitreichende Entscheide im Energie- und Umweltbereich gefällt. Einerseits wurde im CO2-Gesetz eine Reduktion der CO2-Emissionen im Inland von 20% bis zum Jahr 2020 gegenüber 1990 beschlossen und andererseits der mittelfristige Ausstieg aus der Kernenergie. Langfristig müssen aus Gründen der globalen Erwärmung die CO2-Emissionen substanziell gesenkt werden. Bereits bis 2020 kann der Bundesrat das Reduktionsziel in Einklang mit internationalen Vereinbarungen auf 40 Prozent erhöhen. Damit steht der Schweiz ein grosser Umbau im Energiebereich bevor, der die Erschliessung der Energieeffizienz-Potenziale und eine verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien unabdingbar macht. Unter dem Schlagwort „Energiewende“ sind die effiziente Energienutzung und die Versorgung mit erneuerbaren Energien zu verstehen. Obwohl mit dem Ausstieg aus der Kernenergie und dem Bau von Solar- und Windenergieanlagen häufig die Stromerzeugung im Fokus steht, geht es bei der Energiewende um viel mehr als nur um Strom. Ein Blick auf den Endenergieverbrauch der Schweiz zeigt, dass auf die Elektrizität – also Strom – „lediglich“ ein Viertel des gesamten Energieverbrauchs entfällt. Die mit Abstand am stärksten nachgefragten Energieträger waren auch im vergangenen Jahr die Erdölprodukte. Auf sie konzentrieren sich mehr als 50% des Energieverbrauchs. Dabei fallen die Treibstoffe, also Benzin und Diesel, mit 70% des Erdölverbrauchs deutlich stärker ins Gewicht als das Heizöl (Brennstoffe), welches für die restlichen 30% des Erdölverbrauchs verantwortlich ist. Rund ein Achtel des Endenergieverbrauchs der Schweiz macht zudem die Nachfrage nach Erdgas aus. Die energetische Nutzung von Abfällen und neue erneuerbare Energien führen nur ein Schattendasein neben den dominierenden, fossilen Energieträgern. Nicht zu vernachlässigen ist jedoch die Nutzung von Holz. Im Jahr 2014 wurde mehr als 4% der Gesamtenergienachfrage der Schweiz durch die Energiegewinnung aus Holz bedient. Kohle hingegen ist heutzutage in der Schweiz praktisch aus dem Energiemix verschwunden. Dies war nicht immer so. Bis 1954 war Kohle der am stärksten nachgefragte Energieträger in der Schweiz. In der Zeit um den Ersten Weltkrieg wurde rund 80% der Energienachfrage mit Kohle gestillt. Die restliche Energie wurde aus der Verbrennung von Holz gewonnen. Der vorläufige Siegeszug des Erdöls setzte nach dem Zweiten Weltkrieg ein. Gleichzeitig schoss die Gesamtenergienachfrage in der Schweiz durch die Decke. Im Jahr 2010 verbrauchte die Schweiz acht- bis neunmal mehr Energie als zwischen 1940 und 1950. Seit rund 10 Jahren stagniert der Energieverbrauch der Schweiz trotz Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum auf Rekordniveau. Besonders warme Jahre haben zur Folge, dass deutlich weniger Heizöl verbraucht wird, sodass der Gesamtenergieverbrauch in den Jahren 2011 oder 2014 deutlich verringert war – von einer allgemeinen Trendwende hin zu geringerem Gesamtenergieverbrauch kann aber kaum die Rede sein.

 

Wo wird Energie gebraucht?

Für welche Anwendungen und in welchen Bereichen braucht die Schweiz am meisten Energie? Der relevanteste sogenannte Verwendungszweck betrifft „Wärmeanwendungen“, vor allem Raumwärme, Wassererwärmung und Prozesswärme (hauptsächlich in der Industrie). Sie machen mehr als die Hälfte des inländischen Endenergieverbrauchs aus. Zweitwichtigster Verwendungszweck ist die Mobilität. Sie kommt auf einen Anteil von 28% am Gesamtenergieverbrauch in der Schweiz. Am wichtigsten sind dabei die Personenwagen, sie machen im Bereich Mobilität mehr als zwei Drittel der Energienachfrage aus. Der elektrifizierte Öffentliche Verkehr verbraucht dreizehnmal weniger Energie. Stromanwendungen wie Beleuchtung, Haustechnik, Kommunikationsgeräte sowie Antriebe und Prozesse (hauptsächlich in der Industrie) sind für die restliche Energienachfrage zuständig.

 

Woher kommt die Energie?

Der Energie-Einsatz gibt Aufschluss darüber, aus welchen Quellen die Energie gewonnen wird. Im vergangenen Jahr wurde der Energiehunger der Schweiz hauptsächlich durch Erdöl, Uran, Wasser und Gas gedeckt. Der nicht erneuerbare Anteil lag bei über 75%, der fossile Anteil des Schweizer Energieverbrauchs bei über 50%. Rund ein Viertel der Energienachfrage wird durch Uran gedeckt. Uran ist der in Kernkraftwerken eingesetzte Brennstoff zur Stromerzeugung. Wasser als Energieträger wird zur Stromerzeugung genutzt und deckt rund 13% der einheimischen Gesamtenergienachfrage. Auf einen ähnlichen Anteil kommen Holzenergie, die energetische Nutzung des Abfalls und die neuen erneuerbaren Energien zusammen. Mehr als drei Viertel des Schweizerischen Energieverbrauchs wird folglich aus Energieträgern gewonnen, die importiert werden müssen, weil sie in der Schweiz nicht existieren. Die Schweiz ist ein riesiger Energieimporteur und kann ihren Energiehunger auf keinen Fall selber stillen.

Energie ist mehr als elektrischer Strom

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

Paradoxa der Energiewende

Die sogenannte Energiewende wird zwar viel diskutiert, mitunter wird aber durchaus Unterschiedliches darunter verstanden: Während auf der einen Seite hauptsächlich die dezentrale und erneuerbare Stromerzeugung im Vordergrund steht, wird auf der anderen Seite die Minimierung (bzw. Eliminierung) des CO2-Ausstosses als Hauptmerkmal angesehen. Im deutschsprachigen Raum bedeutet Energiewende gleichzeitig auch Atomausstieg also die Abschaltung bestehender Kernkraftwerke und häufig auch eine Art Technologieverbot, sodass keine neuen Kernkraftwerke gebaut werden können. Der Atomausstieg wurde nach der Fukushima-Katastrophe 2011 durch die Parlamente geboxt und damit die Energiewende zwangsläufig eingeleitet. Heikel an dieser Sache ist, dass die Elektrizitätsbranche sehr lange Investitionszyklen kennt und Entscheide häufig Jahrzehnte im Voraus in die Wege leitet. Auf kurzfristige Schocks reagiert die Branche nur träge. Diese Trägheit betrifft vor allem die grossen Betreiber von konventionellen Kraftwerken (Kernkraftwerke, Erdgaskraftwerke), welche immense Geldsummen an ihre Infrastruktur gebunden haben und Jahrzehnte im Voraus kalkulieren. Dementsprechend überrumpelt fühlte sich die Branche, als nach Fukushima die neuen erneuerbaren Energien wie Photovoltaik- (PV) und Windkraftanlagen mit dem Dünger von staatlichen Fördermassnahmen wie Pilze aus dem Boden schossen. Besitzer und Betreiber dieser dezentralen Anlagen waren häufig nicht mehr die grossen Energiebetreiber, sondern viele kleine, häufig private Akteure. Schon bald summierte sich die installierte Leistung dieser vielen kleinen Anlagen zu einem beachtlichen Anteil und die produzierte Menge Strom stieg von Jahr zu Jahr weiter an. In Deutschland stammte 2013 bereits 25 Prozent der Stromerzeugung von Erneuerbaren. Die Erneuerbaren wurden also innert kürzester Zeit erwachsen, werden aber in Deutschland weiterhin wie Kinder behandelt. So geniessen sie auch im Jahr 2014 einen Einspeisevorrang.

Sihlsee Oktober 2014

Wetterabhängige Stromproduktion

Solarzellen auf dem Dach und Windräder an Küsten und auf Hügeln produzieren nur dann Strom, wenn es die Witterung zulässt. So ist die Stromproduktion aus PV einerseits stark tageszeitabhängig (in der Nacht wird nie Strom erzeugt) anderseits jahreszeitabhängig (im Sommer ist die Strahlung deutlich erhöht), aber auch wetterabhängig. Die Stromproduktion aus Windenergieanlagen fluktuiert ebenfalls. Die tageszeitlichen und jahreszeitlichen Unterschiede sind aber deutlich geringer. Bei geeigneter Witterung wird sofort PV- und Windstrom produziert und diese Produktion ist kaum regelbar: Die produzierte Menge Strom ist, bei gegebener Anzahl Anlagen, nur abhängig vom Wetter, nicht aber von den Marktbedürfnissen. Das Wetter und nicht der Kunde entscheidet, wann Strom aus neuen erneuerbaren Energien produziert wird. Gleichzeitig werden die Erneuerbaren vom Staat mit einer Einspeisevergütung gefördert. Unabhängig vom vorherrschenden Marktpreis für Strom erhalten die Produzenten von erneuerbaren Energien bei der Einspeisung ihres produzierten Stroms ins Netz einen festgelegten Preis. Da die erneuerbaren Energien zur Stromproduktion keine teuren Betriebsstoffe wie Heizöl, Kohle, Gas oder Uran, sondern die gratis zur Verfügung stehende Sonnen-, Wind-, Erdwärme- und Wasserenergie benötigen, entsteht eine einzigartige Preisbildung auf dem Strommarkt. Da die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien keine Brennstoffkosten haben und ihre Produktion nicht regelbar ist (also genau dann produziert wird, wenn es das Wetter zulässt), bieten sie ihre Energie am Markt „gratis“ an (Einspeisevorrang). Relativ billig wird am Markt die Stromerzeugung aus Kernenergie und Kohle angeboten. Teuer und weniger gefragt ist Strom aus Erdgas und Erdöl (Merit Order Prinzip). Obwohl die Erneuerbaren „gratis“ am Markt anbieten, erhalten sie den Strompreis des letztbietenden Erzeugers. Der Unterschied zwischen angebotenem Preis und Marktpreis entspricht der Marge, mit der die fixen Kosten gedeckt werden müssen.

Mehr CO2

Die zunehmende Menge neuer erneuerbaren Energien im Strommarkt haben in Europa und vor allem in Deutschland in den letzten Jahren ein im Vorfeld stark unterschätztes Phänomen ausgelöst. Da immer mehr PV- und Windenergieanlagen „gratis“ am Strommarkt teilnahmen, gab es eine regelrechte Stromschwemme und die Strompreise an der Börse sind in der Folge markant gesunken. Im Gleichschritt wurden die Margen für konventionelle Erzeuger (Kohle, Gas, Öl) immer geringer. Dies bekommen zurzeit auch die Betreiber konventioneller Kraftwerke in der Schweiz zu spüren, bspw. die Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen. Sobald die Strompreise unter den Brennstoffkosten liegen, bieten die grossen Betreiber von Gaskraftwerken ihre Leistung nicht mehr am Markt an. Solange dies nur einige Stunden im Jahr auftritt ist dies nicht weiter dramatisch. Die Anzahl solcher Stunden hat in den letzten Jahren jedoch stetig zugenommen, so dass einige Kraftwerke kaum noch auf die für einen rentablen Betrieb nötigen Betriebsstunden (Volllast-Stunden) kommen und ihre Kraftwerke schliesslich ganz abschalten. Der Siegeszug der Erneuerbaren wirft die konventionellen Kraftwerke regelrecht aus dem Markt, was jedoch unerwünschte Folgen haben könnte. Die konventionellen Kraftwerke haben nämlich gegenüber PV und Wind einen wichtigen Vorteil. Ihre Stromerzeugung ist nicht abhängig vom Wetter. Wenn also aufgrund der aktuellen Marktsituation kaum noch konventionelle Kraftwerke am Netz sind und eine langanhaltende Inversionswetterlage im Winter ansteht und kaum Strom aus PV- und Windenergieanlagen produziert wird, kann die Stromversorgung nicht weiter aufrecht erhalten werden. Doch nur für diese kritischen Stunden wollen die grossen Betreiber ihre Leistung nicht vorhalten, es sei denn auch sie werden zukünftig finanziell vom Staat unterstützt (Kapazitätsmarkt). Ein weiteres Paradoxa der Energiewende ist, dass die CO2-Emissionen aus der Stromerzeugung in Deutschland in den letzten Jahren trotz des massiven Ausbaus der Erneuerbaren nicht etwa zurückgingen, sondern sogar anstiegen. Der Grund dafür liegt in den sinkenden Strompreisen. Da die Marge auf dem Strommarkt so tief ist, werden kaum noch Gaskraftwerke betrieben, da Erdgas teuer ist. Rentabel sind nur noch alte Kohlekraftwerke, welche bereits amortisiert sind und mit billiger Kohle befeuert werden können. Kohle verursacht aber gegenüber Erdgas viel mehr CO2.

Dieses unerwünschte Nebenphänomen war sicherlich nicht so geplant und zeigt exemplarisch auf, welche Dynamik tiefe Markteingriffe auslösen können. Obwohl unter „Energiewende“ kaum jemand höhere CO2-Emissionen versteht, ist dies in Deutschland zurzeit Realität.

Paradoxa der Energiewende

Gebäude renovieren und Solarzellen aufs Dach

Bundesrätin Doris Leuthard macht vieles richtig! Durch ihre proklamierte Kopplung der Energie- und Klimaziele gibt sie ein wichtiges Statement ab und lässt erahnen, dass bei Reduktionsvorschriften und Emissionspfaden nicht einfach über Zahlen gesprochen wird, sondern über Wege unserer Gesellschaft in die Zukunft, über die Umstrukturierung in der Schweiz und darum wie das Umdenken der Schweiz Bevölkerung erzielt werden kann. 

energieziele-klimaziele

Fukushima mit Folgen
Der Ausstieg aus der Kernenergie ist beschlossene Sache. Nun ist der Bundesrat gefordert, Zukunftslösungen zu präsentieren und aufzuzeigen, wie die Abschaffung der Atomenergie in der Schweiz nach Fukushima zu bewältigen ist. Von verschiedenen Seiten war die wichtigste Forderung immer, dass die Stromsicherheit gewährleistet werden kann. Die Schweiz soll auch ohne Strom aus Kernkraftwerken nicht in eine Stromlücke rutschen. Im Jahr 2010 produzierte die Schweiz rund 24 TWh aus Kernenergie. Das sind gut 40 Prozent der gesamten Stromproduktion der Schweiz. Dieser Anteil soll nun bis 2034 stufenweise bis auf null reduziert werden. Würden wir „weiter machen wie bisher” so würde die Nachfrage nach Elektrizität über 80 TWh bis 2050 steigen. Bei diesem Szenario gäbe es bestimmt eine Stromlücke. Diese Stromlücke könnte mit dem Bau von Gaskraftwerken geschlossen werden. Jedoch verschlechtern sich dann die CO2-Emissionen der Schweiz schlagartig. Die Kernenergie bringt zwar viele Risiken und die Altlasten werden uns noch Jahrtausende beschäftigen, jedoch ist diese Energieform sehr klimafreundlich, zumindest heute noch. Der uneingeschränkte Bau von thermischen Kraftwerken kann also nicht die Lösung sein, denn die Schweiz soll neben den Wohlstands- auch die Klimaziele erreichen!

Neue Energiestrategie
Mit der neuen Energiestrategie 2050 soll der Stromkonsum aber nur noch einige Jahre ansteigen und dann bis 2050 auf einen etwas tieferen Wert als heute sinken. Trotz Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum soll die Nachfrage nach Elektrizität also nicht weiter ansteigen. Gleichzeitig müssen die Schweizer Kernkraftwerke in der Höhe von rund 24 TWh kompensiert werden. Um diese Monsteraufgabe zu bewältigen, hat Bundesrätin Leuthard Mitte April 2012 die neue Strategie aufgezeigt. Dabei betont sie, dass nicht nur die Elektrizität und somit die Stromzukunft, sondern die Gesamtenergie und somit auch die Klimazukunft ins Auge gefasst werden soll. Am Ende muss die Gesamtbilanz aufgehen: Fakt ist, dass die Elektrizität zurzeit weniger als ein Viertel des Gesamtenergiemix in der Schweiz ausmacht. Der Löwenanteil fällt auf die Treibstoffe, welche einen Drittel des Schweizer Energiebedarfs decken, gefolgt von Erdölbrennstoffen, die einen ähnlichen Anteil wie die Elektrizität aufweisen. Gas und andere Energieträger machen nur rund 20 Prozent des Energiemix aus.
Die rund anderthalb Millionen Gebäude (davon mehr als eine Million reine Wohngebäude) in der Schweiz verbrauchen knapp die Hälfte des inländischen Gesamtenergieverbrauchs, wobei allein rund 50 Prozent des fossilen Inlandverbrauchs und rund 37 Prozent des Stromverbrauchs auf die Kappe der Gebäude gehen. Die Energiestrategie 2050 greift genau bei diesem Punkt an und möchte mit der Energieeffizienz im Gebäudebereich enorme Energiemengen einsparen. Das Gebäudeprogram soll verstärkt werden, mehr Altbauten sollen saniert werden, auch mittels staatlicher Unterstützung und Neubauten sollten strengeren Energieeffizienzvorschriften unterzogen werden. Allein im Gebäudebereich könnten so bis 2050 rund 23 TWh Energie eingespart werden, also rund so viel wie alle Kernkraftwerke zurzeit in der Schweiz produzieren (in Form von Strom). Ein grösseres Sparpotenzial gibt es in keinem anderen Bereich, weder in der Industrie noch in der Mobilität, wobei auch dort eingespart werden kann und muss. Beispielsweise mit Anreizsystemen für Unternehmen. Weiterhin fehlt aber die Energiemenge der abgeschalteten Kernkraftwerke, da die massiven Einsparungen im Gebäudebereich nur dafür sorgen, dass die Energienachfrage nicht noch weiter ansteigt. Mit der neuen Energiepolitik soll die Stromproduktion aus erneuerbaren Energieträgern bis 2050 um rund 22 TWh erhöht werden, also um rund so viel wie heute alle Kernkraftwerke produzieren. Zu den nötigen Massnahmen, um dieses hohe Ziel zu erreichen gehören Unterstützungsbeiträge in der Höhe von maximal 30 Prozent der Investitionskosten für Anlagen der erneuerbaren Energien sowie Vereinfachungen im Bewilligungsverfahren für solche Anlagen.

Trotz diesen Massnahmen sprach Bundesrätin Leuthard von Gas-Kombi-Kraftwerken. Da die neuen erneuerbaren Energien in solch grosser Masse wahrscheinlich nur langsam Fahrt aufnehmen werden, braucht es eine Übergangsalternative. Das könnten Stromimporte oder eben Gas-Kombi-Kraftwerke sein. Selbst wenn die Schweiz vorübergehend zwei grosse Gaskraftwerke betreiben müsste, würden diese nur rund 2 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr ausstossen, was rund 10 TWh Erdgas entspricht. Das sind 5 Prozent des heutigen CO2-Ausstosses der Schweiz. Verglichen mit den über 80 TWh, welche heute in der Schweiz im Gebäudebereich als Erdöl und Gas verbrannt werden, ein geringer Anteil. Mit den massiven Anstrengungen im Gebäudebereich würden unter dem Strich auch mit temporären Gaskraftwerken weniger fossile Energieträger benötigt und damit die Klimaziele beachtet. Das Umdenken muss stattfinden und wir müssen für die Energiestrategie 2050 bereit sein, denn sie betrifft uns alle. Machbar ist sie, denn ich meine, Bundesrätin Doris Leuthard macht vieles richtig!

Gebäude renovieren und Solarzellen aufs Dach