Die Schweizer Energiewende, Stromversorgung ist
nahezu CO2-frei, besteht hauptsächlich aus Kernkraft und Wasserkraft.
Die Schweizer Stromversorgung ist
nahezu CO2-frei, da sie hauptsächlich aus Kernkraft und Wasserkraft besteht.
Der Anteil der Wasserkraft an der schweizerischen Stromproduktion beträgt fast
60% (Speicherkraftwerke 31,8%, Laufwasserkraftwerke 24,6%). Die Kernenergie ist
mit 35,2 % die zweitwichtigste Stromquelle. Erneuerbare Energiequellen und
Wärmekraftwerke produzieren die restlichen 8,4 %. Die Schweizer Kernkraftwerke
gehören zu den ältesten der Welt, wobei das älteste seit 1969 in Betrieb ist.
Referenzdaten Schweizer Stromproduktion
60% Wasserkraft
35,2 % Kernenergie
8,4 % Erneuerbare Energiequellen
und Wärmekraftwerke
Massiver Ausbau des Stromnetzes und der Stromspeicher - was die EU plant, gilt auch für die Schweiz.
Studie Strommarktmodell Schweiz.
Es gibt eine Studie für ein Strommarktmodell,
das die Strommärkte von fünf miteinander verbundenen Ländern miteinander
verbindet: Schweiz, Österreich, Deutschland, Italien und Frankreich. Das Modell
simuliert die Schweizer Energiewende. Es untersucht die Auswirkungen
internationaler (Kohlenstoffbesteuerung, Brennstoffpreise und Ausbau der
grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten) und nationaler Politik sowohl
auf den kurzfristigen Betrieb als auch auf die langfristige Entwicklung der
Schweizer Stromversorgung, der CO2-Emissionen, der Verbraucherkosten und der
Versorgungssicherheit.
Die Studie zeigt, wie wichtig es ist, das Zusammenspiel von Politik und Marktakteuren zu verstehen, um die Dekarbonisierungsziele effektiv zu erreichen. Sie simuliert drei nationale Szenarien, die sich in der Förderung erneuerbarer Energien und den Plänen zum Ausstieg aus der Kernenergie unterscheiden. Sie vergleicht diese Szenarien anhand der Dimensionen des Energie-Trilemmas: Nachhaltigkeit (CO2-Emissionen), Erschwinglichkeit (Kosten für den Verbraucher) und Versorgungssicherheit.
Das Referenzszenario führt zu den höchsten CO2-Emissionen. Die Förderung der Solarenergie durch verstärkte Förderung erneuerbarer Energien im Szenario „RES +“ reduziert die CO2-Emissionen, erhöht aber die Kosten für die Verbraucher. Das Szenario „NUC +“ bietet das höchste CO2-Einsparpotenzial und die niedrigsten Kosten für die Verbraucher. Der Ausbau der Kernenergie müsste jedoch von den Behörden oder der Gesellschaft genehmigt werden.
Strategische Reserve
Alle Szenarien belegen die Notwendigkeit einer strategischen Reserve, um die
Einhaltung der gesetzlichen Kriterien für die Versorgungssicherheit zu
gewährleisten.
Die Schweiz ist noch nicht Teil der europäischen Multi Coupling Region (MCR), könnte aber bald dazugehören. Seit 2016 umfasst das Projekt der Europäischen Union zur Kopplung der Strommärkte 19 Mitgliedsländer und rund 85 % des europäischen Stromverbrauchs.
Der Schweizer Stromsektor ist einzigartig positioniert und spielt eine wichtige Rolle als zentrale Drehscheibe für die Übertragung von Strom aus Niedrig- in Hochpreisregionen innerhalb der Europäischen Union (EU). Der Stromhandel der Schweiz mit ihren Nachbarländern wird sich langfristig erheblich auf ihren Erzeugungsmix auswirken. Mit der zunehmenden Umstellung der Energiequellen auf erneuerbare Energien im EU-Strommarkt wird die Schweiz aufgrund ihrer geografisch zentralen Lage und ihres von Wasserkraft dominierten Marktes weiterhin die Rolle einer zentralen Drehscheibe und einer Batterie spielen. Um die Aussichten für das Schweizer Stromsystem zu bestimmen, ist es daher notwendig, die Folgen eines Beitritts der Schweiz zum MCR zu verstehen.
Die Nuklearkatastrophe in Fukushima im Jahr 2011 führte zu einem abrupten Wandel in der Schweizer Energiepolitik. Im Jahr 2017 stimmten die Schweizer Bürgerinnen und Bürger in einer Volksabstimmung für eine ambitionierte Energiewende [BFE, 2013]. Die Strategie besteht aus drei Hauptpfeilern: Steigerung der Energieeffizienz, verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien und schrittweiser Ausstieg aus der Kernenergie zwischen 2019 und 2035.
Der Übergang sieht vor, dass Kernkraftwerke so lange weiterlaufen, wie ein sicherer Betrieb gewährleistet werden kann. Um diese ehrgeizigen Ziele zu erreichen und die verringerte Stromerzeugung zu kompensieren, ist ein massiver Ausbau der installierten Kapazität an erneuerbaren Energien erforderlich.
Akzeptanz für Wind und Geothermie sehr gering.
Angesichts der Tatsache, dass die gesellschaftliche Akzeptanz für Wind und
Geothermie sehr gering ist, während das nutzbare Potenzial von Wasserkraft und
Biomasse maximal ist, scheint die Solarenergie die einzige erneuerbare
Energiequelle zu sein, die erheblich ausgebaut werden könnte. Nach Schätzungen
der Regierung schwankt das jährliche Erzeugungspotenzial der Solarenergie
zwischen 15 und 36 TWh. Eine aktuelle Studie des Bundesamts für Energie [BFE,
2019] legt nahe, dass das maximale Potenzial der Solarenergie bei 82 TWh liegen
könnte.
Seit 2009 wird der Ausbau der erneuerbaren Stromproduktion (PV, Biomasse, Wind, Kleinwasserkraft, Geothermie) über Einspeiseprämien staatlich gefördert. Die Stromverbraucher zahlen für jede verbrauchte kWh Strom den sogenannten Netzzuschlag". Von 2009 bis 2013 betrug der Netzzuschlag 0,45 c/kWh. Danach stieg er jährlich an bis auf 2,3 c/kWh im Jahr 2018.
Mit der Zunahme der variablen erneuerbaren Energien wird die gesamte Energieerzeugung volatiler. Die Planbarkeit der Wasserkraft wird eine entscheidende Rolle dabei spielen, saisonale und stündliche Ausfälle der Solarenergie auszugleichen. Aufgrund des begrenzten Ausbaupotenzials der Wasserkraft sind jedoch höhere Importe aus Nachbarländern oder Investitionen in andere Flexibilitätsanbieter vorgesehen, um saisonale und stündliche Ungleichgewichte von Angebot und Nachfrage auszugleichen. Daher wollen wir prüfen, ob der derzeitige Markt genügend Anreize für Investitionen in die flexible Stromerzeugung bietet oder ob andere Regulierungsmaßnahmen - wie die strategische Reserve - einbezogen werden sollten.
Die Studie stellt ein neu
entwickeltes dynamisches Strommarktmodell vor, das sowohl den kurzfristigen
Dispatch von Strom als auch die langfristige Investitionsstrategie simuliert. Sie
untersucht die Auswirkungen der internationalen Politik in Bezug auf die
Kohlenstoffbesteuerung, die Brennstoffpreise und den Ausbau der
grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten sowie der nationalen Strategien
(Ausstieg aus der Kernenergie, Politik zur Förderung erneuerbarer Energien) auf
den kurzfristigen Betrieb und die langfristige Entwicklung der Schweizer
Stromversorgung.
Das Ziel der Studie ist es, die bisherigen Arbeiten zu ergänzen, indem sie das
Zusammenspiel von Politik und Investitionen analysiert, um besser zu verstehen,
welche Politik wirksam sein könnte, um die langfristigen Dekarbonisierungsziele
in der Schweiz zu erreichen, und um die Kosten und die Versorgungssicherheit
der Energiewende zu verstehen.
Angesichts der Herausforderung der Schweiz, ihr Energiesystem zu
dekarbonisieren, und der Tatsache, dass der Stromsektor bereits fast
kohlenstofffrei ist, könnten die Lehren, die sich aus unseren Analysen ergeben,
für andere europäische Länder nützlich sein, die wie die Schweiz über ein Elektrizitätssystem
mit einem erheblichen Anteil an Wasserkraft verfügen und den Ausstieg aus der
Kernenergie anstreben.
Realistischerweise ist es eine anspruchsvolle Aufgabe, sowohl den kurzfristigen Betrieb als auch die langfristige Entwicklung des Stromsektors zu erfassen. Dies ist auf die komplexe Struktur der liberalisierten Strommärkte zurückzuführen, die verschiedene Akteure umfassen: Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), Verbraucher und Erzeuger.
Anstatt ein einziges
übergreifendes Modell zu entwickeln, das alle Dimensionen berücksichtigt,
entwarfen die Autoren der Studie einen
konzeptionellen Rahmen, der drei einzelne Pakete miteinander verbindet:
Investitions-, Dispatch- und Sicherheitsmodelle. Es wurde ein Modell
entwickelt, das zwei Dimensionen - Versand und Investitionen - kombiniert und
die Interaktion zwischen ihnen erfasst.
Im Gegensatz zu früheren Studien wurde die dynamische Iteration zwischen
verschiedenen politischen Instrumenten (Förderprogramme für erneuerbare
Energien, Pläne für den Ausstieg aus der Kernenergie, CO2-Preise usw.) und
Investitionsentscheidungen der Marktteilnehmer erfasst. Das Modell bestimmt die
Investitionen in erneuerbare Energien unter verschiedenen Kosten- und
Anreizannahmen, anstatt Szenarien zu analysieren, bei denen der Ausbau
erneuerbarer Energien im Voraus festgelegt ist.
Künftige politische Szenarien.
Die in der Studie vorgestellten
Validierungsergebnisse zeigen, dass das Modell robust verwendet werden kann, um
die Entwicklungen des Schweizer Strommarktes in Verbindung mit dem
mitteleuropäischen Markt zu prognostizieren. Die europäischen Länder
durchlaufen derzeit eine Transformation ihrer Stromversorgung. Zu diesen Trends
gehören der Ausstieg aus der Kernenergie in Deutschland, der allgemeine
Ausstieg aus der Kohle, die rasche Durchdringung mit erneuerbaren Energien und
die zunehmende Integration der europäischen Strommärkte.
Infolge des harten Durchgreifens der EU bei den CO2-Emissionen werden die Kohlenstoffpreise voraussichtlich steigen. Dementsprechend werden die Grenzkosten für kohlenstoffintensive Technologien (Kohle, Braunkohle, Gas und Öl) voraussichtlich steigen. Hinsichtlich der zukünftigen grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten werden die Projektionen aus dem zehnjährigen Netzentwicklungsplan von ENTSO-E [ENTSO-E, 2018] herangezogen.
Die stündlichen Nachfrageprofile des Referenzjahres 2015 werden mit dem in der EU (2016) prognostizierten Nachfragewachstum hochskaliert, um die zukünftige stündliche Stromnachfrage der modellierten Länder zu erhalten. Da sich die Studie auf die Schweiz konzentriert, wurde die zukünftige Energienachfrage um die Ladelast von Elektrofahrzeugen (EV) erweitert.
Die Prognose der EV-Durchdringung basiert auf dem "Business as usual"-Szenario, wonach der Elektrofahrzeuge-Marktanteil bei Neuwagen von 4 % im Jahr 2020 auf 25 % im Jahr 2035 steigen wird. Der zeitliche Verlauf der Ladenachfrage wurde mit einem empirisch validierten Modell erstellt, welches das tatsächliche Ladeverhalten von E-Fahrern abbildet.
Die installierten Produktionskapazitäten für die Nachbarländer stammen aus der EU (2016). Hinsichtlich der Entwicklung der Erzeugungskapazitäten in der Schweiz zeigt die Studie drei zusammengefasste Szenarien. Es werden die derzeit in der Schweiz implementierten EE-Förderprogramme und deren Ausbau im Rahmen des Szenarios RES + ausführlich vorgestellt. Das Szenario NUC + hingegen geht davon aus, dass die Laufzeit der Kernkraftwerke um zehn Jahre verlängert wird.
Bei der aktuellen Gesetzgebung geht die Studie für alle kommenden Jahre von der gleichen Förderregelung wie heute aus, d.h. einem Zuschlag von 2,3 c/kWh, von dem 30% für die Solarförderung verwendet werden (Solarzuschlag: 0,69 c/kWh). In der ehrgeizigen Strategie geht die Studie davon aus, dass sich die Solarzuschläge verdreifachen (2 c/kWh).
Die Einspeisetarife werden jedes Jahr auf der Grundlage der Stromgestehungskosten eines Referenz-Solarkraftwerks und des Marktwerts der Solarenergie angepasst. Es wird davon ausgegangen, dass die Stromgestehungskosten von Solarkraftwerken im Zeitraum 2015-2050 stetig sinken werden. Die Annahmen bezüglich der Lebensdauer, der Investitionsausgaben (CAPEX) und der Betriebskosten (OPEX) von Solarkraftwerken stammen aus dem JASM (2019). Die sich daraus ergebende Entwicklung der Stromgestehungskosten, des Marktwerts und der erforderlichen Einspeisevergütung für das Referenzszenario werden ebenfalls dargestellt.
Schlussfolgerung und politische Implikationen.
Die Studie stellt ein
Strommarktmodell vor, das die Strommärkte von fünf miteinander verbundenen
Ländern miteinander verbindet: Schweiz, Österreich, Deutschland, Italien und
Frankreich.
Zunächst wurde mit dem Modell das Szenario simuliert, in dem die Schweiz der europäischen Marktkopplung beitritt, um die potenziellen Vorteile der Integration zu untersuchen. Die Studie hat die Ergebnisse des Modells mit Statistiken validiert. Trotz der getroffenen Annahmen zeigen die Ergebnisse des Modells Ähnlichkeit mit den realen Daten. Aufgrund der Marktkopplung zeigt das Modell ein höheres Maß an grenzüberschreitenden Stromflüssen zwischen der Schweiz und ihren Nachbarn und einen geringeren Anteil der Stromerzeugung aus Technologien mit hohen Grenzkosten in allen Regionen. Es zeigt, dass eine verstärkte Integration der Schweiz mit Europa Vorteile bringt, indem sie die kostengünstigste Stromerzeugung gewährleistet und zu Preissenkungen in Hochpreisgebieten führt. Darüber hinaus stärkt die Marktkopplung die Rolle der Schweiz als Transit- und Speicherdrehscheibe.
Zweitens wird das Modell genutzt, um zukünftige Entwicklungen der Strommärkte in den gekoppelten Gebieten zu projizieren. Die Studie simuliert drei nationale Schweizer Politikszenarien (Referenz, RES+, NUC+), die sich in den EE-Fördermechanismen und den Plänen zum Atomausstieg unterscheiden. Sie verglicht die Szenarien entlang der drei Dimensionen des Energie-Trilemmas: Nachhaltigkeit (CO2-Emissionen), Erschwinglichkeit (Kosten für den Verbraucher) und Versorgungssicherheit (ENS). In allen Szenarien werden die Investitionen in die Solarenergie aufgrund sinkender Kapitalkosten und steigender Strommarktpreise exponentiell ansteigen und bis 2050 25 TWh im Referenz- und im NUC+-Szenario und 36 TWh im RES+-Szenario erreichen. Aufgrund der stündlichen und saisonalen Schwankungen der Solarenergie sind jedoch höhere Einfuhren und Investitionen in GuD-Anlagen vorgesehen, um das Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage auszugleichen. Die GuD-Kapazität wird bis 2050 von heute 75 MW auf 1750 MW in den Szenarien RES+ und NUC+ und auf 2250 MW im Referenzszenario steigen.
Der Ausbau der kombinierten Gasturbinen und Power-to-X wird die CO2-Intensität der Schweizer Stromproduktion um den Faktor drei verschlechtern. Das Referenzszenario weist im Vergleich zu den beiden anderen Szenarien die höchsten CO2-Emissionen auf. Die Förderung der Solarenergie durch eine verstärkte Förderung erneuerbarer Energien kann die Emissionen um 22 Mio. t CO2 reduzieren, während der Ausbau der Kernenergie ein Einsparpotenzial von 37 Mio. t CO2 erreicht.
Dies führt zu CO2-Vermeidungskosten von rund 400 €/t CO2. Das RES + Szenario wird die Schweizer Verbraucher jedoch im Durchschnitt 10 €/MWh mehr kosten und könnte Anlass zur Sorge geben, dass die subventionierte Solarenergie ins Ausland abfließt. NUC + bietet die niedrigsten Kosten für die Verbraucher. Die Glaubwürdigkeit des NUC+-Szenarios hängt jedoch von der wirtschaftlichen Machbarkeit und der sozialen Akzeptanz der Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken ab. Es liegt außerhalb des Rahmens der Studie zu beurteilen, ob die Vorteile (Einnahmen aus dem Stromverkauf) einer Verlängerung des Betriebs der Kraftwerke die Kosten für die Gewährleistung ihrer Sicherheit überwiegen.
Marktintegration mit Europa ist enorm wichtig.
In Bezug auf die
Versorgungssicherheit zeigen alle Szenarien einen Anstieg der ENS von heute
Null auf 0,015%, womit der maximal akzeptable Wert von 0,0003% überschritten
wird. Das Referenzszenario weist aufgrund der installierten flexibleren
Erzeugung etwas weniger ENS auf. Um das gewünschte Sicherheitsniveau zu
gewährleisten, sollte die Regulierungsbehörde in allen Szenarien eine
strategische Reserve in Betracht ziehen, deren Umfang von heute null auf
langfristig 9 % der Spitzennachfrage ansteigt. Eine plötzliche Isolierung von
den Nachbarländern birgt das Risiko extrem schwerer Engpässe (bis zu 16 % ENS),
was beweist, wie wichtig die Marktintegration mit Europa ist, um die
Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
Die Studie will Lehren und politische Empfehlungen für Länder ziehen, die eine Energiewende durchführen. Die Schweiz ist ein kleines Land, das von der Energiewende und der Politik seiner größeren Nachbarn beeinflusst wird. Die Integration der Schweiz in den europäischen Markt hat einen bedeutenden Einfluss auf die langfristige Entwicklung des Schweizer Stromsektors; die Schweiz wird auch weiterhin eine wichtige Rolle als Transit- und Speicherzentrum für europäischen Strom spielen. Die Studie zeigt, dass die Energiewende ein tiefes Verständnis des Zusammenspiels zwischen internationaler und nationaler Politik sowie der Wechselwirkungen zwischen Politik und Marktakteuren erfordert.
Alle drei Dimensionen des Energie-Trilemmas (Nachhaltigkeit, Erschwinglichkeit und Versorgungssicherheit) in Einklang zu bringen, ist eine Herausforderung. Dynamische Simulationsansätze wie unser Modell helfen den politischen Entscheidungsträgern dabei, zu bestimmen, welche Kombination von Maßnahmen zur Erreichung des langfristigen Dekarbonisierungsziels wirksam sein kann, und besser zu verstehen, wie sich die Strommärkte und ihre Regulierung erfolgreich gemeinsam entwickeln können.
In zukünftigen Forschungsarbeiten werden wir dieses Modell nutzen, um die Bedeutung alternativer Flexibilitätsanbieter (Power-to-Gas, nachfrageseitige Ressourcen) für die Energiewende in der Schweiz zu untersuchen. In Anbetracht des begrenzten nutzbaren Potenzials der Wasserspeicherung und des Anstiegs der CO2-Emissionen besteht ein zunehmender Bedarf an zusätzlichen saisonalen Speichertechnologien, wie Power-to-Gas.