Blackout durch Elektromobilität?

Der zweite Teil der Serie „Elektromobilität – Hype oder Heilsbringer?“ zeigt, wie viel Strom die Elektromobilität braucht und wie stark die Stromnetze belastet werden.

Der morgentliche Kaffee, das Mittagessen um 12 Uhr, Zähneputzen vor dem ins Bett gehen – der Mensch liebt Regelmässigkeit in seinem Tagesablauf. Wie am Abend zu Hause das Smartphone an der Steckdose eingesteckt wird, könnte künftig am Abend bei der Rückkehr von der Arbeit, vom Fitness oder dem Einkaufen das Elektrofahrzeug am Parkplatz zuhause eingesteckt und geladen werden. Hat die Schweiz überhaupt genügend Strom, um zukünftig so viele Elektroautos zu versorgen und ist es für die Stromnetze ein Problem, wenn abends alle gleichzeitig ihre Elektromobile anschliessen?

Was ist ein Elektroauto?

Die Elektromobilität umfasst all jene Fahrzeuge, die ihre Energie überwiegend aus dem Stromnetz beziehen, also extern aufladbar sind. Der Strom stellt bei der Elektromobilität den eigentlichen „Treibstoff“ dar. Dazu gehören batterie-elektrisch betriebene Fahrzeuge, wie der Tesla Model S und X, der Renault Zoe oder der BMW i3, Elektrofahrzeuge mit einem kleinen Verbrennungsmotor zur Reichweitenverlängerung (z.B. BMW i3 mit Range Extender) sowie am Stromnetz aufladbare Plug-in-Hybridfahrzeuge, in denen sowohl ein E-Motor als auch ein Verbrennungsmotor für den Antrieb sorgen. Herkömmliche Hybridfahrzeuge wie der Toyota Prius gehören in diesem Sinne nicht zur Elektromobilität. Hybridfahrzeuge bieten eine Kombination aus Verbrennungs- und Elektromotor und verfügen über eine kleine Batterie. Die Batterie eines Hybridfahrzeugs wird über den Verbrennungsmotor und nicht über das Stromnetz aufgeladen. Hybridfahrzeuge sind zwar sehr effiziente Fahrzeuge, gehören aber nicht zur Elektromobilität.

Immer mehr Elektroautos

Die Schweiz zählte Ende 2017 über 4,5 Millionen Personenwagen. Zwei Drittel davon sind Benzinfahrzeuge. Weitere knapp 30 % sind Dieselfahrzeuge. Hybridfahrzeuge machten Ende 2017 1,6 % des Fahrzeugbestandes aus. Mehr als 14‘400 reine Elektrofahrzeuge waren Ende 2017 in der Schweiz immatrikuliert. Zusammen mit den Plug-in-Hybridfahrzeugen machten sie Ende 2017 aber noch weniger als 1 % des Fahrzeugbestandes aus. Bei den neu verkauften Personenwagen ist der Anteil an Elektrofahrzeugen in den letzten Jahren stetig gestiegen. 2017 wurden schätzungsweise 5‘000 batterie-elektrische Personenwagen und mehr als 3‘500 Plug-in-Hybride verkauft. Die Elektroautos beanspruchten damit 2017 knapp 3 % des Neuwagenmarktes für sich. In den nächsten Jahren dürfte dieser Wert rasch ansteigen.

Der Anteil der Elektroautos (batterie-elektrisch und Plug-in-Hybride) am Neuwagenmarkt wird in den nächsten Jahren stark ansteigen. Die drei abgebildeten Szenarien ergeben sich durch unterschiedliche politische Rahmenbedingungen. Bildquelle: EBP

Szenarien der Elektromobilität

In Norwegen waren im Dezember 2017 bereits 52 % der Neuwagen elektrisch. Nahezu alle grossen Automobilhersteller haben in den vergangenen Jahren umfassende Elektromobilitätsstrategien und Rollout-Konzepte zur Elektrifizierung ihrer Modellpalette angekündigt, darunter neu auch Volkswagen, Daimler, der französische PSA-Konzern, Mercedes oder Porsche. Auch von Seiten der Politik gibt es klare Indizien dafür, dass das Wachstum der Elektromobilität in den kommenden Jahrzehnten steil nach oben zeigen dürfte. Mit dem Inkrafttreten des Abkommens von Paris müssen die CO2-Emissionen im Verkehrssektor deutlich zurückgehen. Infolgedessen wird das geltende CO2-Gesetz in der Schweiz für den Zeitraum von 2021 bis 2030 totalrevidiert. China ist der mit Abstand grösste Markt der Elektromobilität. Im Jahr 2016 wurden rund 40 % aller weltweit verkauften Elektrofahrzeuge in China abgesetzt. Ab 2019 müssen Autohersteller in China zehn Prozent ihrer Fahrzeuge mit elektrischem Antrieb verkaufen. Im Jahr 2020 gilt dann eine Quote von 12 %.

In der Schweiz sehen die aktualisierten Szenarien der Elektromobilität des Beratungsbüros EBP für das Jahr 2020 einen Neuwagenmarktanteil von rund 5 % vor. Im Jahr 2025 könnte dann bereits jedes fünfte verkaufte Auto ein Elektrofahrzeug sein. Bis im Jahr 2035 machen Elektroautos 25-60 % der Neuwagenflotte in der Schweiz aus. Zwischen dem Neuwagenmarkt und dem Fahrzeugbestand gibt es natürlich eine Verzögerung. Das Durchschnittsalter der Personenwagen in der Schweiz beträgt 8-9 Jahre. Wenn im Jahr 2035 also 50 % des Neuwagenmarktes durch Elektroautos dominiert wird, dauert es nochmals rund ein Jahrzehnt bis auch 50 % aller auf der Strasse verkehrenden Fahrzeuge elektrisch fahren.

 

5 Prozent mehr Stromverbrauch

Im Jahr 2035 dürften bereits mehr als eine Million Elektrofahrzeuge auf Schweizer Strassen verkehren. Alle diese Fahrzeuge benötigen Strom. Während der Strombedarf der Elektrofahrzeuge aktuell noch unbedeutend ist, steigt die Stromnachfrage der Elektromobilität bis 2035 möglicherweise auf 1.5 bis 3 Milliarden Kilowattstunden an. Dies würde allerdings lediglich rund drei bis fünf Prozent des heutigen Stromverbrauchs der Schweiz ausmachen. Selbst wenn im Jahr 2050 alle Autos in der Schweiz elektrisch fahren, würden knapp 8 TWh Strom oder rund 13 % des heutigen Stromverbrauchs der Schweiz dafür ausreichen. Dies zeigt eindrücklich, wie effizient die Elektromobilität ist.

 

Gesteuertes Laden wird nötig

Der Stromverbrauch der Elektromobilität bleibt also überschaubar. Da lange Ladezeiten dem Kunden zuliebe aber vermieden werden wollen, wird mit hoher Leistung geladen. Wenn viele Elektroautos zur selben Zeit am selben Ort laden, kann dies Stromnetze künftig vor Herausforderungen stellen. Im Jahr 2035 wird die Elektromobilität eine maximale, gleichzeitige Lastspitze von knapp 1‘000 Megawatt verursachen. Dies ist eine relevante Höhe, wenn man bedenkt, dass die jährliche Leistungsspitze im Schweizer Stromsystem bisher bei rund 10‘000 Megawatt liegt. Die Elektromobilität wird zukünftig also einen klaren Einfluss auf die Lastspitzen im Stromsystem haben.

Während der Stromverbrauch der Elektromobilität kaum ein Problem darstellen wird, gilt besonderes Augenmerk den Lastspitzen der Elektromobilität. Durch zeit- oder ferngesteuertes Laden oder durch den Einsatz von dezentralen Speichern können diese Lastspitzen, ohne gleichzeitig hohe Stromproduktion von erneuerbaren Energien, vermieden werden. Längerfristig ist deshalb eine Steuerung der Ladevorgänge, vor allem bei Heimladungen, sinnvoll. Verteilnetzbetreiber haben daher schon heute ein Interesse daran, dass vorwiegend smarte Ladestationen eingebaut werden und die Ladeleistungen bei Heimladungen begrenzt wird.

 

Rund um das Thema Elektromobilität wird viel geredet und geschrieben. Dabei kursieren viele Behauptungen, die das Image beeinflussen. Weshalb die Elektromobilität als Hoffnungsträger gilt, wie stark die Stromnachfrage steigt, wie es um die Klima- und Ökobilanz steht, wie weit Elektroautos wirklich kommen und wie viele es davon in 20 Jahren geben wird, lesen Sie in der fünfteiligen Serie „Elektromobilität – Hype oder Heilsbringer?“.

Teil 1: Herkulesaufgabe für die Elektromobilität

Teil 2: Blackout durch Elektromobilität?

Teil 3: Wie sauber sind Elektroautos?

Teil 4: Lohnen sich Elektrofahrzeuge?

Teil 5: Grenzen der Elektromobilität

 

Blackout durch Elektromobilität?

Herkulesaufgabe für die Elektromobilität

Der erste Teil der fünfteiligen Serie „Elektromobilität – Hype oder Heilsbringer?“ zeigt die grossen Herausforderungen, welche mit der stetig wachsenden Mobilitätsnachfrage und der steigenden Anzahl Autos auf uns zukommen.

 

Weltweit gibt es heute mehr als 1,2 Milliarden Motorfahrzeuge, davon sind über 900 Millionen Personenwagen. Diese Zahl wird voraussichtlich bis 2035 auf 2 Milliarden steigen. Damit sind grosse Herausforderungen verbunden: Die verkehrsbedingten Emissionen von CO2, Luftschadstoffen und Lärm steigen weiter an und die Abhängigkeit von Erdölimporten nimmt weiter zu.

 

Mobilität bald Haupttreiber der CO2-Emissionen?

Die Mobilität auf den Strassen zieht in der Schweiz mehr als einen Drittel der gesamten CO2-Emissionen auf sich. Dieser Anteil ist in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen, denn die CO2-Emissionen aus Brennstoffen (in Haushalten, Industrie und Gewerbe) sind seit 1990 stark rückläufig, währenddessen die Emissionen aus Treibstoffen für die Mobilität weiter angestiegen sind. So dominierten die CO2-Emissionen aus Brennstoffen die CO2-Statistik der Schweiz vor 30 Jahren noch klar und waren rund anderthalbmal so hoch wie jene der Mobilität. In den letzten Jahren emittierten Brenn- und Treibstoffe aber fast gleichviel CO2. Um nationale und internationale Klima-, Energie- und Umweltziele zu erreichen, müssen die CO2-Emissionen zwingend auch im Verkehrssektor deutlich sinken. Zwischen 2008 und 2016 sind die CO2-Emissionen aus Treibstoffen zwar um rund 8% zurückgegangen. Grund dafür sind Emissionsvorschriften für Neuwagen, welche die Branche mit einer zunehmenden Hybridisierung der Fahrzeuge bewältigte. Trotzdem liegen die CO2-Emissionen im Verkehrssektor aber nach wie vor 5% über dem Wert aus dem Jahr 1990. Der Verkehrssektor gilt deshalb als Sorgenkind der Klimaschutzpolitik. Eine zusätzliche Herausforderung sind die ständig steigende Mobilitätsnachfrage und ein kontinuierlich wachsender Fahrzeugbestand. Zudem beeinflusst der hohe Wohlstand in der Schweiz die Fahrzeugwahl. So kaufen die Schweizer immer grössere, schwerere und stärkere Autos, und diese verbrauchen natürlich mehr Energie als ihre kleineren Artgenossen. So lag der Allrad-Anteil an den neu zugelassenen Personenwagen im Januar 2018 erstmals über 50%, wie au Daten von auto-schweiz hervorgeht. Die Herkulesaufgabe ist also klar: Deutlich sinkende CO2-Emissionen im Verkehrssektor erreichen, trotz mehr und stärkeren Autos bei gleichzeitig steigendem Mobilitätsbedürfnis.

 

Elektromobilität als Lösung?

Wie soll diese Herkulesaufgabe gelöst werden. Die Effizienzsteigerung von Verbrennungsmotoren und die Hybridisierung haben in den letzten Jahren zwar dazu geführt, dass der Benzin- und Dieselverbrauch reduziert werden konnte, doch die Fortschritte reichen bei weitem nicht aus, um die CO2-Emissionen ernsthaft zu reduzieren. Auch die Nutzung nachhaltiger Treibstoffe bleibt wichtig. Es scheint aber klar, dass die Skalierung dieser Biotreibstoffe beschränkt ist. Die Welt kann nicht 900 Millionen Personenwagen mit Biotreibstoffen aus Zuckerrüben, Gülle und Altholz betreiben, da einerseits Nutzungskonflikte mit der Nahrungsmittelindustrie auftreten und andererseits zu wenige biogene Abfälle anfallen. Für den Massenmarkt braucht es andere Lösungen.

Entwicklung der CO2-Emissionen aus Brenn- und Treibstoffen in der Schweiz. Die witterungsbereinigten CO2-Emissionen aus Brennstoffen (rot) sanken seit 1990 deutlich während diejenigen aus Treibstoffen über den Werten von 1990 liegen.

Die Elektromobilität kann ein wichtiger Baustein auf dem Weg zu einer klimafreundlichen und umweltschonenden Mobilität sein. Im Betrieb sind Elektrofahrzeuge emissionsfrei und vermeiden daher Treibhausgase und Luftschadstoffe. Zudem sind sie deutlich leiser als Autos mit Verbrennungsmotoren. Elektromobilität ermöglicht darüber hinaus, heimische, dauerhaft verfügbare Energie aus erneuerbaren Quellen anstelle des knapper und perspektivisch teurer werdenden Erdöls im Verkehr einzusetzen. Die Politik ist sich dieser Chance bewusst und verschärft europaweit die Emissionsvorschriften für neue Personenwagen. Die Schweiz übernimmt dabei die Vorschriften der EU (neuer Zielwert: 95 g CO2 pro km im Jahr 2021). Ohne Elektrofahrzeuge sind diese schärferen Vorgaben nicht mehr zu erfüllen. Gleichzeitig droht diversen deutschen Städten wegen überschrittenen Stickoxid-Grenzwerten eine Klage durch die EU-Kommission. Auch hier würde die Elektromobilität durch ihren lokal emissionsfreien Betrieb Abhilfe schaffen. Ehe jedoch die intensive Liebesbeziehung zwischen Mensch und Auto auch die Elektromobilität einschliesst, müssen Fahrzeugauswahl und Batterie-Reichweite vergrössert, die Fahrzeugpreise gesenkt und die Lademöglichkeiten kundenorientierter gestaltet werden.

 

Rund um das Thema Elektromobilität wird viel geredet und geschrieben. Dabei kursieren viele Behauptungen, die das Image beeinflussen. Weshalb die Elektromobilität als Hoffnungsträger gilt, wie stark die Stromnachfrage steigt, wie es um die Klima- und Ökobilanz steht, wie weit Elektroautos wirklich kommen und wie viele es davon in 20 Jahren geben wird, lesen Sie in der fünfteiligen Serie „Elektromobilität – Hype oder Heilsbringer?“.

Teil 1: Herkulesaufgabe für die Elektromobilität

Teil 2: Blackout durch Elektromobilität?

Teil 3: Wie sauber sind Elektroautos?

Teil 4: Lohnen sich Elektrofahrzeuge?

Teil 5: Grenzen der Elektromobilität

 

Herkulesaufgabe für die Elektromobilität

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

Licht auf den möglichen Atomausstieg

Ein Atomausstieg in der Schweiz ist möglich. Im Winter wären jedoch mehr Importe nötig als heutzutage. Für die Versorgungssicherheit und die Umwelt wäre das aber nicht per se schlecht.   

Am 27. November stimmt das Schweizer Stimmvolk über die Initiative „für den geordneten Ausstieg aus der Atomenergie“ ab. Die Volksinitiative will den Bau neuer Kernkraftwerke in der Schweiz verbieten und die Laufzeit der bestehenden Kernkraftwerke begrenzen. Der Bund soll zudem dafür sorgen, dass weniger Energie verbraucht, die Energieeffizienz erhöht und erneuerbare Energien gefördert werden. Für Diskussionsbedarf sorgt indes die Forderung nach einer klaren Begrenzung der Laufzeit bestehender Kernkraftwerke. Bei Annahme der Initiative müssten die drei kleinen Kernkraftwerke Beznau 1 und 2 sowie Mühleberg im Jahr 2017 abgeschaltet werden. Die beiden Kraftwerk-Schwergewichte Gösgen und Leibstadt wären noch bis im Jahr 2024, respektive 2029 am Netz. Doch was würde ein Ja zum Atomausstieg am 27. November konkret bedeuten?

asdf. Bildquelle: istock
Neue und alte Energiewelt auf engstem Raum. Wenn die Schweiz Strom aus Deutschland importiert, stammt dieser Strom nicht zwingend von deutschen Kraftwerken sondern kann theoretisch von jedem anderen europäischen Kraftwerk stammen. Bildquelle: iStock

Im Winter kein Strom?

Die Schweiz verbraucht pro Jahr rund 63’000 GWh Strom. Alle Schweizer Kernkraftwerke zusammen haben im Jahr 2014 insgesamt 26’000 GWh Strom produziert – oder eine Strommenge, die rund 40% des Schweizerischen Bedarfs im Jahr deckt. Nach einem Ja zur Atomausstiegsinitiative und dem schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie muss diese Strommenge von rund 26’000 GWh jedes Jahr anders produziert oder beschafft werden. Eine Möglichkeit ist die Ausweitung der Inlandproduktion, vor allem durch den Ausbau der erneuerbaren Energien. Eine andere Option ist, auf mehr Importe aus dem europäischen Strommarkt zu setzen. Gegenüber der Schweiz erscheint der gesamte europäische Strommarkt wie ein unerschöpfliches Reservoir. In der Region der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E, also von Spanien bis Finnland und von Grossbritannien bis Griechenland, wurde alleine im Jahr 2014 eine Strommenge von 3,2 Millionen GWh produziert. Alle Kernkraftwerke zusammen machen also weniger als 1% der gesamten europäischen Stromproduktion aus. Ob und wann die Schweiz ihre Kernkraftwerke abschaltet, ist dem europäischen Strommarkt mehr oder weniger egal. Effekte hat es kaum welche. Dafür ist die produzierte Strommenge viel zu klein.

Starkes Netz

Viel entscheidender ist die Rolle des Schweizer Stromübertragungsnetzes. Im Herzen Europas hat die Schweiz eine wichtige Drehscheibenfunktion. Rund elf Prozent des europäischen Stroms fliessen durch die Schweiz. Dies stellt eine grosse Herausforderung und Verantwortung dar, doch profitiert die Schweiz auch in mehrfacher Hinsicht von dieser Rolle. So schreibt die Übertragungsnetzbetreiberin Swissgrid: „Als Transitland ist die Schweiz gut in den europäischen Stromverbund integriert. Import- und Exportmöglichkeiten sorgen dafür, dass in der Schweiz immer genügend Strom zur Verfügung steht.“

Je mehr Erneuerbare desto weniger Importe

Durch den starken Ausbau der erneuerbaren Energien in der Schweiz können die Importe jedoch reduziert werden. Das Potential der Wasserkraft ist in der Schweiz aber nahezu erschöpft. Beliebig ausbaubar ist diese Energieform also nicht. Windkraftprojekte haben in der Schweiz zudem einen sehr schweren Stand. Im Jahr 2015 haben Windenergieanlagen in der Schweiz nur gerade 110 GWh Strom produziert und konnten damit lediglich 0,2% des Landesverbrauchs decken. Die Hoffnung liegt berechtigterweise bei der Sonnenenergie. Photovoltaikanlagen auf Hausdächern erleben einen regelrechten Boom. Die installierte Leistung erreichte Ende 2015 1,3 Gigawatt. Dies entspricht der Leistung eines grossen Kernkraftwerks. Der produzierte Strom deckte bereits rund 2% des einheimischen Strombedarfs. Und das dürfte erst der Anfang sein. Der Zubau der Photovoltaik dürfte in den nächsten Jahren in rasantem Tempo weitergehen.

Mühleberg bis 2019?

Der Nachteil der Sonnenenergie ist jedoch ihre Nichtverfügbarkeit in der Nacht und in dunklen Wintermonaten. Ein Teil des an sonnigen Tagen produzierten Stroms kann jedoch in grossen Saisonspeichern und Batterien zwischengespeichert werden. Trotzdem ist die Schweiz vor allem im Winterhalbjahr auf Stromimporte angewiesen. Das wäre jedoch nichts Neues. Bereits seit vielen Jahren ist die Schweiz jeweils im Winterhalbjahr Stromimporteur. Nach dem Abschalten der Kernkraftwerke würden die Stromimporte im Winter folglich weiter zunehmen. Möglich wäre dies, da die Schweiz ein leistungsfähiges Stromnetz hat und in Europa genügend alternative Erzeugungskapazitäten vorhanden sind. So schreibt auch die Swissgrid: „Ein Atomausstieg in der Schweiz ist grundsätzlich möglich.“ Gleichzeitig macht die Übertragungsnetzbetreiberin jedoch auf eine Herausforderung aufmerksam. Während Swissgrid für die Ausserbetriebnahme von Beznau 1 und 2 keine Probleme sieht, ortet sie Probleme bei der Ausserbetriebnahme des Kernkraftwerks Mühleberg im Raum Bern. Dort sind die Transformatorenkapazitäten aktuell noch zu gering, um die steigende Menge an Importstrom bis auf die tiefen Stromnetzebenen zu transformieren und so die Endkunden bedienen zu können. Allenfalls müsste das Kernkraftwerk bei Annahme der Atomausstiegsinitiative noch bis 2019 am Netz bleiben. Dann schaltet die Betreiberin BKW sein Kernkraftwerk sowieso ab. Spätestens dann muss die Transformierungsleistung im Raum Bern also erhöht sein, damit unabhängig von der Atomausstiegsinitiative die Versorgungssicherheit gewährleistet bleibt.

Dreckstrom aus Deutschland?

Ein Ja zur Atomausstiegsinitiative ist also kein Nein zur Versorgungssicherheit, bedeutet aber deutlich mehr Stromimporte im Winter. Drohen also bei einem Ja Importe aus deutschen Kohlekraftwerken?

Ein Ja zur Atomausstiegsinitiative ist kein Nein zur Versorgungssicherheit.

Die physikalische Herkunft des Stroms, der aus der Steckdose kommt, lässt sich eigentlich unmöglich bestimmen. Den Elektronen sieht man nicht an, ob sie aus einem Kern-, einem Kohlekraftwerk oder von einer Photovoltaikanlage produziert wurden. Gleichzeitig ist festzuhalten, dass der europäische Strommarkt sehr eng miteinander verbunden und in regem Handelsaustausch ist. Das bedeutet, dass wenn die Schweiz Strom aus Deutschland importiert, dieser Importstrom nicht zwingend von deutschen Kraftwerken sondern von theoretisch jedem anderen europäischen Kraftwerk stammen könnte. Um zu beurteilen, wie dreckig der Importstrom also wäre, sollte man sich nicht nur die deutschen Kohlekraftwerke sondern vielmehr den gesamteuropäische Strommix vor Augen halten. Dabei zeigt sich, dass der europäische Strommix, verglichen mit dem Schweizer Atomstrom, zwar mit höheren CO2-Emissonen behaftet ist, nicht aber mit einer höheren Belastung der Umwelt über den ganzen Lebenszyklus, also unter Berücksichtigung von Auswirkungen auf Klima, Gesundheit, Ökosysteme und Ressourcen. Durch den perspektivisch starken Ausbau der erneuerbaren Energien in Europa verbessert sich der europäische Strommix zudem stetig, so dass die Umweltbelastung des Importstroms weiter zurückgeht.

Strom kennt keine Grenzen

Ein Atomausstieg in der Schweiz ist grundsätzlich möglich. Die Annahme der Initiative würde das Übertragungsnetz kurzfristig vor einige Herausforderungen stellen, die mit einem leicht verzögerten Ausstieg möglicherweise umgangen werden könnten. Die Auswirkungsbeurteilung auf die Umwelt ist nicht so trivial, wie von den Gegnern proklamiert. Entscheidend für die Versorgungssicherheit wie auch für den Klima- und Umweltschutz ist eine enge Kooperation der Schweiz mit den europäischen Nachbarländern innerhalb des europäischen Strommarktes. Denn Strom kennt keine Grenzen.

Licht auf den möglichen Atomausstieg

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

Sinken oder erhöhen sich die Strompreise durch erneuerbare Energien?

Im vierten Teil der Serie „Strommarkt Schweiz – Europäische Integration oder Autarkie?“ geht es um die Frage: „Kostet erneuerbare Energie nichts?“

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In einer exemplarischen Stunde ohne erneuerbare Energien (obere Grafik) liegt der Grosshandelsstrompreis deutlich höher (70 EUR/MWh) als in einer Stunde mit gleichhoher Nachfrage und hoher Produktion aus Wind und Sonne (untere Grafik, 50 EUR/MWh).

Zur Stromproduktion in der Schweiz kommen verschiedene Kraftwerkstypen zum Einsatz wie Wasserspeicherkraftwerke und Laufwasserkraftwerke, Kernkraftwerke sowie konventionell-thermische Kraftwerke, die mit Gas, Öl oder Abfälle befeuert werden. Seit einigen Jahren werden vermehrt auch Windenergieanlagen und Photovoltaik- (PV-)Anlagen, die Strom aus der Sonnenenergie gewinnen, gebaut und ans Stromnetz angeschlossen. Unabhängig vom Energieträger fallen bei einem Kraftwerksbau anfängliche Investitionskosten an. Nach der Inbetriebnahme des Kraftwerks wird zwischen fixen und variablen Kosten unterschieden. Die fixen Betriebskosten hängen nicht oder kaum von der produzierten Strommenge ab, sondern von der Anlagengrösse, von Unterhalts- oder Personalkosten sowie von Kosten der Finanzierung. Die variablen Betriebskosten oder vereinfacht gesagt „Brennstoffkosten“ sind jener Kostenpunkt, der nur dann anfällt, wenn auch tatsächlich Strom produziert wird. Bei Kernkraftwerken bemessen sich die Brennstoffkosten am Preis für die Brennstäbe aus Uran, bei thermischen Kraftwerken am Preis für Kohle, Öl oder Gas. Wasserkraftwerke haben durch die Entrichtung der Wasserzinsen ebenfalls „Brennstoffkosten“. Anders sieht es bei den neuen erneuerbaren Energien aus. Wind- und PV-Kraftwerke benötigen nämlich keine „Brennstoffe“, um Strom zu produzieren. Die Sonne scheint sozusagen unentgeltlich und auch auf Windstösse werden keine „Windzinsen“ erhoben. Kurz gesagt: Wetter ist gratis.

 

Merit-Order-Effekt

Dass Wetter gratis ist, hat weitreichende Folgen und treibt grosse Betreiber konventioneller Kraftwerke scheinbar in den Ruin, wie abermals aus schlechten Jahreszahlen grosser europäischer und schweizerischer Firmen wie Alpiq und Axpo deutlich ersichtlich wurde. Der Grund für die Turbulenzen in der Stromwirtschaft ist der sogenannte Merit-Order-Effekt. Er beschreibt die Verdrängung teuer produzierender Kraftwerke durch den Markteintritt eines Kraftwerks mit geringeren Grenzkosten, beispielsweise nach Neubau und Inbetriebnahme eines solchen Kraftwerks ins Stromnetz. Dieser Effekt ist weit über die Grenzen hinweg spürbar, da die europäischen Staaten erfolgreich an der Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes arbeiten. So sind alle grossen Mitspieler der europäischen Stromwirtschaft an einem Marktplatz versammelt und konkurrenzieren sich. Alle Kraftwerksbetreiber, die an der Strombörse teilnehmen, geben stündliche Gebote ab, zu welchen sie bereit sind, Strom zu produzieren. Gemäss Marktlogik liegt dieser Gebotspreis exakt so hoch wie die variablen Betriebskosten, also Brennstoffkosten. Der starke Ausbau von PV- und Windenergieanlagen in Deutschland, Frankreich, Österreich und Italien, perspektivisch auch in der Schweiz, löst nun in vielen Stunden diesen Merit-order-Effekt aus, da PV- und Windstrom keine Brennstoffkosten vorweisen und deshalb „gratis“ an der Strombörse angeboten werden. In Zeiten hoher Strom-Netzeinspeisung durch Wind und PV verdrängt dieser Erneuerbare-Strom den Strom aus den teuren konventionellen Kraftwerken und senkt so über den Merit-Order-Effekt den Grosshandelspreis. Bei gleicher Stromnachfrage liegt der Strompreis einer exemplarischen Stunde ohne erneuerbare Energien deutlich höher als in einer Stunde mit hoher Produktion aus erneuerbaren Energien (siehe Abbildung). Obwohl PV- und Windstrom am Grosshandel „gratis“ anbieten, können sie Erträge erzielen, da alle Kraftwerke, auch Kernkraft- oder Kohlekraftwerke, gemäss Marktlogik nicht ihren Gebotspreis, sondern den Gebotspreis des teuersten zur Nachfragedeckung gerade noch benötigten Kraftwerks erhalten. Dieses Kraftwerk wird in dieser Stunde preissetzend für den gesamten Börsenplatz. Alle Kraftwerke, die geringere Grenzkosten vorweisen, erwirtschaften in dieser Stunde einen Beitrag zur langfristigen Deckung ihrer Fixkosten.

Der Merit-Order-Effekt hat auf dem europäischen Strommarkt deutlich Spuren hinterlassen. So hat sich der Grosshandelsstrompreis seit 2007 mehr als halbiert, wobei dabei nicht ausschliesslich der Ausbau der erneuerbaren Energien eine Rolle spielte. Grosse Kraftwerksbetreiber müssen deshalb ihren Strom zu deutlich tieferen Preisen verkaufen als noch vor 8-10 Jahren und haben zusehends Mühe, ihre Fixkosten zudecken.

 

Höhere Stromrechnung?

Scheint mittags viel Sonne oder bläst starker Wind, dann verdrängt der Strom aus PV oder Wind die teuren Öl- oder Gaskraftwerke auf dem europäischen Strommarkt. Dadurch fällt der Strompreis im Grosshandel. Trotz stark fallender Preise haben sich die Stromkosten für die Endkunden seit 2007 nicht verbilligt. In Deutschland zahlen die Endkunden heute sogar fast doppelt so viel verglichen mit dem Jahr 2000. Der Grund dafür liegt in der Zusammensetzung des Endkunden-Strompreises. Auf der Stromrechnung erscheinen nicht nur die Kosten des eigentlichen Stroms, welcher aufgrund des Merit-Order-Effekts in den letzten Jahren gesunken ist, sondern auch Netzentgelte, Steuern und Abgaben. Der eigentliche Strompreis macht bei genauer Betrachtung nur rund ein Drittel der Stromrechnung aus. Rund 7 Rp./kWh, oder rund ein Drittel der Stromrechnung, werden in einem durchschnittlichen Haushalt zur Deckung der Strometzkosten erhoben. Nochmals rund 7 Rp./kWh, oder nochmals ein Drittel, entrichten die Haushalte über die Stromrechnung an Steuern und an die KEV-Umlage. Die Kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) ist das Instrument des Bundes, welches zur Förderung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien eingesetzt wird, also für den Bau neuer Wind- und PV-Anlagen, welche zukünftig somit weiterhin den Merit-Order-Effekt auslösen und Betreiber konventioneller Anlagen dadurch auch in den folgenden Jahren unter Druck setzen.

 

Sinken oder erhöhen sich die Strompreise durch erneuerbare Energien?

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