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?

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