Die Folgen der Dekarbonisierung des Energiesystems auf die Schweizer Stromversorgung

Die aktuelle Energiepolitik der Schweiz wird im Wesentlichen durch die Energiestrategie 2050 bestimmt. Diese Strategie beinhaltet hauptsächlich den Ersatz des Stroms aus stillgelegten Kernkraftwerken. Nicht berücksichtigt wurde dabei die bis spätestens 2050 notwendige Dekarbonisierung des Energiesystems, um die Ziele des Abkommens von Paris einhalten zu können. Der dazu erforderliche Ersatz fossiler Brennstoffe wird zu einer starken Zunahme des Strombedarfes führen. In diesem Bericht wird deshalb der Bedarf an Stromimporten gemäss der Energiestrategie 2050 aufgezeigt und darauf aufbauend die zusätzlichen Folgen für den Stromimport und die Versorgungssicherheit bei einer Dekarbonisierung des Energiesystems bis 2050 diskutiert. Die Schweiz importiert in den Wintermonaten aktuell etwa 4 bis 10 TWh Strom. Durch die Abschaltung von Atomkraftwerken, den zunehmenden Einsatz von Wärmepumpensystemen zur Heizung von Gebäuden und den Übergang zur Elektromobilität wird sich dieser Importbedarf in den nächsten 30 Jahren trotz Ausbau der erneuerbaren Energien gemäss den Zielsetzungen der Energiestrategie noch stark erhöhen. Ohne Berücksichtigung von Flugtreibstoffen wird der Strombedarf der Schweiz um etwa 50% und das Produktionsdefizit im Winter in der Folge von heute 9.8 TWh auf schätzungsweise 38 TWh pro Jahr ansteigen. Der geplante Ausbau der erneuerbaren Energien wird aber auch im Sommerhalb-jahr nicht mehr zur Deckung des Strombedarfes reichen. Die meisten umliegenden Länder erwarten nach Abschaltung der Kohle- und Atomkraftwerke ebenfalls einen Importbedarf von Strom im Winter. Es ist somit unklar, ob auch in Zukunft im Winter genug Strom importiert werden kann. Für die Versorgungssicherheit und die Wertschöpfung wäre es deshalb für die Schweiz wünschenswert, einen möglichst grossen Anteil ihres Strombedarfs selbst produzieren zu können. Das mit Abstand grösste Potential der erneuerbaren Energien weist in der Schweiz die Photovoltaik auf. Mit den gesetzten Ausbauzielen wird dieses Potential bei weitem nicht ausgeschöpft. Gemäss den bisherigen Standpunkten sollen Photovoltaik-Anlagen ausschliesslich auf Gebäuden und evtl. auf weiteren bestehenden Infrastrukturen gebaut werden. Die intermittierende Produktion kann mit Gebäude-integrierten Batteriespeichern, Nutzung von Batterien in Elektromobilen und insbesondere den Pumpspeicherkraftwerken auf Tages- und Wochenbasis gut dem effektiven Bedarf angepasst werden. Mit Power-to-Gas ist eine Technologie zur Umwandlung von nicht zeitgleich nutzbarem Strom in Was-serstoff oder Methan verfügbar. Das Gas steht danach zur sofortigen Verwendung, zum Beispiel in der Industrie oder Mobilität, oder zur saisonalen Speicherung zur Verfügung. Die Rückverstromung dieses Gases ist zwar technisch ebenfalls möglich, aber energetisch ineffizient und sehr teuer. Studien zeigen, dass die saisonale Speicherung mit Power-to-Gas erst bei einem Anteil von Wind- und PV-Strom von mehr als 60% des Strombedarfes sinnvoll ist. Beim geplanten Ausbautempo von Wind- und Photovol-taik in der Schweiz wird kein Strom für eine saisonale Speicherung mit Power-to-Gas zur Verfügung stehen. Um ihre Verpflichtungen zur Begrenzung des Klimawandels wahrnehmen zu können, muss die Schweiz rasch handeln. Der mit Abstand grösste Handlungsbedarf besteht derzeit in der Schweiz bei der effizienten Nutzung von Energie und beim verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energieproduktion. Aus wirtschaftlicher Sicht lohnt sich insbesondere die weitere Verfolgung von Technologien, wie z.B. Windenergie oder Photovoltaik in den Alpen, welche überwiegend im Winter Strom produzieren und keine saisonale Speicherung benötigen

Beschäftigungseffekte des geordneten Atomausstiegs in der Schweiz

Die politische Diskussion über die zukünftige Stromproduktion in der Schweiz ist in vollem Gange. Zum einen sollen bei einer Annahme der Eidgenössischen Volksinitiative „Für den geordneten Ausstieg aus der Atomenergie (Atomausstiegsinitiative)“ die Schweizer KKW bis im Jahr 2029 vom Netz genommen werden. Gleichzeitig ist ein Referendum gegen das 1. Massnahmenpaket der Energiestrategie 2050 geplant, in welchem unter anderem Richtwerte für den Ausbau der erneuerbaren Energien bis im Jahr 2035 enthalten sind. Ein wichtiges Argument auf der Pro- und Kontra-Seite sind die entstehenden beziehungsweise wegfallenden Arbeitsplätze. In dieser Studie wurden drei Szenarien für das Jahr 2030 definiert, welche die Entstehung und das Wegfallen von Arbeitsplätzen bei einer Annahme der Atomausstiegsinitiative (AAI) oder der Umsetzung des 1. Massnahmenpakets der Energiestrategie 2050 zeigen. Im Szenario „Minimaler Ausbau“ wird weder die Energiestrategie noch die Atomausstiegsinitiative umgesetzt. Der Ausbau der erneuerbaren Energien ist sehr gering, am stärksten wird die Produktion durch Wasserkraft erhöht. Dies entspricht im Wesentlichen einer Fortsetzung des aktuellen Zustandes, basierend auf dem Szenario «WWB weiter wie bisher, Variante C» in den «Energieperspektiven 2050» der Firma Prognos. Dabei wurde allerdings die geschätzte Laufzeit der KKW von 50 auf 60 Jahre erhöht. Beim Szenario „1. Massnahmenpaket“ wird angenommen, dass nur das 1. Massnahmenpaket der Energiestrategie 2050 des Bundes umgesetzt wird. Dabei wird die Wasserkraft ausgebaut. Auch Strom aus PV-Anlagen und aus Biomasse machen einen zunehmenden Teil an der Produktion aus. Trotzdem ist der Anteil der neuen erneuerbaren Energien bis 2030 an der Gesamtstromproduktion mit 11% noch gering. Grundlage ist das Szenario „Politische Massnahmen (POM) Sensitivität 1“ in den Energieperspektiven 2050, wobei auch hier u.a. die geschätzte Laufzeit der KKW von 50 auf 60 Jahre erhöht wurde. Im Szenario „100% Erneuerbar“ wird die AAI angenommen und der gesamte Strom aus KKW bis 2030 durch erneuerbare Energie ersetzt. Die Grundlage dazu bildet der Strommix „100% einheimisch erneuerbar effizient“ der Umweltallianz. Auffällig ist der grosse Ausbau der Stromproduktion mit Sonne und Biomasse. Der Zubau von erneuerbaren Energien in den nächsten 15 Jahren diente als Grundlage, um den Beschäftigungseffekt der drei Szenarien zu berechnen. Da die erneuerbaren Energien in allen drei Szenarien unterschiedlich stark ausgebaut werden, entstehen unterschiedlich hohe Beschäftigungseffekte. Zudem entsteht durch die Ausserbetriebnahme der KKW ein Beschäftigungsrückgang, welcher auch berücksichtigt wird. Wichtig dabei ist, dass die Stellen zum Betrieb der KKW früher oder später so oder so wegfallen werden. Durch eine Annahme der Atomausstiegsinitiative würde deshalb nur der Zeitpunkt des Stellenabbaus verschoben. Wird der gesamte KKW-Strom bis im Jahr 2030 vollständig durch erneuerbare Energien ersetzt (Szenario 100% Erneuerbar), so entstehen unter Berücksichtigung der wegfallenden Stellen in den KKW netto 6'000 neue Arbeitsplätze. Bei Ablehnung der Atomausstiegsinitiative und Umsetzung des 1. Massnahmenpakets der Energiestrategie 2050 (Szenario 1. Massnahmenpaket) werden netto ca. 2'000 neue Stellen geschaffen. Wenn hingegen auch die Energiestrategie vom Volk abgelehnt werden sollte (Szenario Minimaler Ausbau), kann noch mit ca. 500 neuen Stellen gerechnet werden. Mit Abstand am meisten neue Stellen werden durch den Ausbau der Photovoltaik geschaffen, wobei diese aufgrund ihres grossen Potentials auch am stärksten ausgebaut werden soll

Perspektiven von Power-to-Gas in der Schweiz

Viele Speicherkraftwerke der Schweiz müssen im Sommer Strom produzieren, damit die Stauseen nicht überlaufen. Durch eine Kombination des «überflüssigen» PV-Stroms mit «überflüssigem» Strom aus der Speicher-Wasserkraft liesse sich vermutlich ein wirtschaftlicher Betrieb der PtG-Anlagen erzielen. Falls in der Zukunft «überflüssiger» Sommerstrom entstehen sollte, kann dieser mit PtG somit verwertet werden. Die häufig proklamierte saisonale Speicherung von Überschuss-PV-Strom aus dem Sommer als synthetisches Brenngas und Rückverstromung des Gases im Winter macht wenig Sinn: Wegen der langen Prozesskette ergibt sich ein niedriger Gesamt-Wirkungsgrad, welcher zusammen mit den Speicherkosten zu sehr hohen Preisen für den auf diese Art erzeugten Winterstrom führen würde. Die Gestehungskosten von Winterstrom aus saisonal gespeichertem Wasserstoff oder Methan von Schweizer PtG-Anlagen sind auch bei den optimistischsten Literaturwerten für die Zukunft wesentlich höher als die heutigen Gestehungskosten von Strom aus alpinen PV-Anlagen. Es erscheint deshalb sinnvoll, die Option von PV-Anlagen in den Alpen mit grossem Winterstromanteil aktiv weiter zu verfolgen. Für mit PtG produziertes synthetisches Brenngas gibt es viele gute Anwendungsmöglichkeiten: Es würde sinnvollerweise in erster Priorität für Prozesse eingesetzt, welche sich nicht elektrifizieren lassen, zum Beispiel als Rohstoffquelle in der Chemie oder für spezielle Hochtemperaturprozesse und Verfahren in der Industrie. In zweiter Priorität wäre die Anwendung in der Mobilität (insbesondere im Luftverkehr) sowie in einer Übergangsphase als genereller Erdgas-Ersatz sinnvoll und erst in dritter Priorität eine allfällige Rückverstromung zur Erzeugung von Strom im Winter

L-Sol – heating system with PVT-collectors as single heat source for a brine-water heat pump

The building sector has a huge potential for reducing greenhouse gas emission without the need of a higher sufficiency. The key is to build and retrofit buildings with good envelopes as well as choosing efficient heating systems. A heating system with a brine-water heat pump and PVT collectors as single heat source is suggested here as an alternative to an air-water heat pump system for single family houses. In the system simulations performed, the PVT-heat pump System ("L-Sol") is more efficient than an air-water heat pump system and still affordable. As the System L-Sol produces heat and electricity on the same area it saves space, disadvantages like noise emission of air-water heat pumps or costly drilling of bore holes are omitted. The system has been optimized in terms of efficiency by testing different dimensioning of the components and regarding the grid purchase by optimizing the system control

L-SOL : Heizungssystem mit PVT als Quelle für eine Wärmepumpe

Schlussbericht BFE Projekt L-SolWith the use of PVT collectors, (photovoltaic) electricity as well as (solar) heat can be produced within the same area. This allows for a better utilization of a given roof area. In the L-Sol project, a novel system that uses PVT collectors to produce heat for single-family houses was investigated The PVT collectors deliver both electricity and heat for the operation of a heat pump. A main characteristic of the system is a thermal storage tank (“cold water storage”) between the PVT collectors and the heat pump. This storage tank acts as the source for the heat pump. It was shown that the L-Sol concept makes sense in ecologic as well as in economic terms. For new buildings and old, energetically renovated ones, electricity consumption is 5 to 30 % lower than with the use of an air-water heat pump. During winter, grid purchase is 3 to 11 % below that of an air-water heat pump system combined with PV modules. However, it is difficult to achieve the low costs of an air-water heat pump system. In the L-Sol system, the investment costs for the PVT system (collectors and installation) are the main cost component. Through savings on the collector costs – mainly by using collectors that consist of “normal” PV modules with a retrofitted heat exchanger on the rear side – total life-cycle costs over 20 years can be reduced to a level similar to that of an air-water heat pump system while maintaining the ecological advantages. On top of the improved system efficiency, the L-Sol system’s main advantage over an air-water heat pump system is the lack of noise emissions on the outside of the building. Compared to systems that are using a combination of PVT collectors and either a geothermal storage (2-Sol) or an ice storage, the L-Sol system offers reduced life-cycle costs. Furthermore, it requires no extensive ground works or special building permits. It is therefore also well suited for replacing fossil heating systems in existing buildings. In an in-depth simulation study, main influence factors on the system efficiency were identified and possibilities to reduce the amount of electricity purchased from the grid were shown. The controls of the heat pump were adapted such that the heat pump is purposefully switched on to heat up und overheat the thermal storage for space heating and domestic warm water when there is surplus electricity from the PVT system. Another possibility to reduce grid purchase is to do the heating-up of the space heating buffer mainly during daytime and disable it at night as long as the comfort requirements are not neglected. A combination of these two control approaches can lead to an electricity self-consumption ratio of 45 %, compared to around 20 % when using standard controls. On top of these adaptations of the control system, adding a battery storage can further increase the level of self-sufficiency. With a battery storage of 10 kWh capacity, the self-consumption ratio can be increased to 55 %. In certain summer months, 100 % self-sufficiency is possible. The high energy demand and the low energy production during phases of bad weather can be buffered by a well-dimensioned thermal storage between the PVT collectors and the heat pump. By adding an additional hydraulic circuit, this storage can be used to cool down the building during summer. The heat that is extracted from the building is either used for domestic hot water generation or it is given off to the environment via the PVT collectors at night. For easy system dimensioning, so-called dimensioning matrices were created. An interested party can use them to estimate a useful system dimensioning for their house and quickly decide whether the L-Sol system could be an option that is worth a more detailed consideration. Depending on the heating energy demand and the flow temperature of the heating circuit, a typical system for a single-family house consists of 15 to 30 uncovered PVT collector modules and a cold water storage with a volume of 1’000 to 2’000 l. Furthermore, it includes a heat pump as well as a warm storage, e.g. a 600-l combined storage.Mit PVT-Kollektoren wird auf derselben Fläche sowohl (PV-)Strom als auch (solare) Wärme gewonnen. Dies erlaubt eine bessere Ausnutzung der Dachflächen. Im Projekt L-Sol wurde ein neuartiges System untersucht, welches die Wärme für Einfamilienhäuser aus PVT-Kollektoren erzeugt. Die PVT-Kollektoren liefern dabei sowohl Strom als auch Wärme für die Wärmepumpe. Charakteristisch für das System ist ein Pufferspeicher («Kaltwasser-Speicher») zwischen den PVT-Kollektoren und der Wärmepumpe, welcher als Quelle für die Wärmepumpe dient. Es zeigte sich, dass das Konzept L-Sol sowohl ökologisch als auch ökonomisch sinnvoll ist. Der Strombedarf ist bei Neubauten und energetisch sanierten Einfamilienhäusern jeweils 5 bis 30 % geringer als beim Einsatz einer Luft-Wasser-Wärmepumpe. In den Wintermonaten liegt der Netzbezug 3 bis 11 % unter dem eines Luft-Wasser-Wärmepumpensystem kombiniert mit einer PV-Anlage. Es ist jedoch schwierig, die tiefen Kosten eines Luft-Wasser-Wärmepumpensystems zu erreichen. Im L-Sol-System stellen die Investitionskosten für die PVT-Anlage (Kollektoren inklusive Installation) den grössten Posten dar. Durch Einsparungen bei den Kollektorkosten – insbesondere durch den Einsatz von mit Wärmetauschern nachgerüsteten «normalen» PV-Modulen - lassen sich die Gesamtkosten über 20 Jahre unter Beibehaltung der ökologischen Vorteile auf das Niveau eines Luft-Wasser-Wärmepumpensystems senken. Neben der höheren Systemeffizienz besteht der Hauptvorteil des L-Sol-Systems gegenüber einem System mit einer Luft-Wasser-Wärmepumpe in den wegfallenden Lärmemissionen im Aussenbereich. Verglichen mit Systemen, die PVT-Kollektoren in Kombination mit einer Erdwärmesonde (2-Sol) oder einem Eisspeicher verwenden, weist das L-Sol-System geringere Lebenszykluskosten auf. Ausserdem erfordert es keine umfassenden Bodenarbeiten oder besondere Bewilligungen. Es eignet sich deshalb auch gut für den Ersatz von fossilen Heizungssystemen in bestehenden Gebäuden. In einer vertieften Simulationsstudie wurden wesentliche Einflussfaktoren auf die Systemeffizienz identifiziert und Möglichkeiten aufgezeigt, wie der Strombezug aus dem Netz verringert werden kann. Die Steuerung der Wärmepumpe wurde so angepasst, dass sie bei einem Stromüberschuss aus der PVT-Anlage gezielt eingeschaltet wird, um die Speicher für Warmwasser und Heizung aufzuheizen oder zu überhitzen. Eine weitere Möglichkeit zur Reduktion des Netzbezugs besteht darin, die Beladung des Heizpufferspeichers überwiegend am Tag durchzuführen und in der Nacht zu sperren, sofern keine Komfortanforderungen verletzt werden. Durch Kombination dieser beiden Steuerstrategien kann der Eigenverbrauchsanteil des Stromes auf rund 45 % gesteigert werden, verglichen mit rund 20 % bei Verwendung einer Standardsteuerung. Zusätzlich zu diesen Steuerungsanpassungen lässt sich durch die Einbindung eines Batteriespeichers der Autarkiegrad weiter steigern. Mit einem Batteriespeicher von 10 kWh Kapazität kann ein Autarkiegrad von 55 % erreicht werden. In einzelnen Sommermonaten ist damit eine 100-prozentige Autarkie möglich. Der hohe Energiebedarf und der geringe Energieertrag während kurzen Schlechtwetterphasen können durch eine entsprechende Grösse des Speichers zwischen PVT-Kollektoren und Wärmepumpe gepuffert werden. Durch das Hinzufügen eines zusätzlichen hydraulischen Kreislaufs kann derselbe Speicher im Sommer verwendet werden um das Gebäude zu kühlen. Die dem Gebäude entnommene Wärme wird dabei zum einen für die Brauchwarmwasser-Erwärmung verwendet und zum anderen nachts über die PVT-Kollektoren an die Umgebung abgegeben. Zur einfachen System-Dimensionierung wurde eine Dimensionierungsmatrix erstellt. Anhand dieser Matrix können Interessenten für ihre Häuser sinnvolle Systemdimensionierungen abschätzen und somit beurteilen, ob das System L-Sol im betrachteten Fall für eine genauere Betrachtung in Frage kommt. Je nach Heizwärmebedarf und Heizkreis-Vorlauftemperatur besteht ein typisches System für ein Einfamilienhaus aus 15 bis 30 unabgedeckten PVT-Kollektor-Modulen und einem Kaltwasser-Speicher von 1'000 bis 2'000 l Volumen. Weiter beinhaltet es eine Wärmepumpe und einen warmen Speicher, z.B. einen 600-l-Kombispeicher