Photovoltaik in den Alpen - Chance Energiewende Schweiz, kann Winterstromlücke geschlossen werden?

Entwicklung der Photovoltaik

Energiesysteme bis 2050.

Das Pariser Abkommen und klimapolitische Gesetzespakete wie das "Fit-for-55"-Paket der Europäischen Kommission fordern eine Dekarbonisierung der Energiesysteme bis 2050. Der Stromsektor wird bei der Dekarbonisierung der Energiesysteme weltweit sowohl direkt als auch indirekt eine führende Rolle spielen. Erstens werden die Länder in ihren Elektrizitätssystemen Technologien zur Erzeugung fossiler Brennstoffe durch Technologien zur Erzeugung erneuerbarer Energien ersetzen, was eine große direkte Reduzierung der Kohlenstoffemissionen zur Folge hat. Zweitens werden nach der Dekarbonisierung des Elektrizitätssektors auch andere Sektoren, die bisher auf fossile Brennstoffe angewiesen waren wie Verkehr und Heizung, durch Elektrifizierung dekarbonisiert, wodurch die CO2-Emissionen weiter sinken.

Die Photovoltaik (PV) ist die weltweit am schnellsten wachsende erneuerbare Energiequelle. Ihr volles Potenzial kann jedoch durch die Diskrepanz zwischen der Marktnachfrage und den korrelierten Produktionsprofilen behindert werden.

Es gibt zwei Herausforderungen, die sich bei einem hohen Grad an installierter Photovoltaik ergeben: eine zeitliche Diskrepanz zwischen der Stromnachfrage und der PV-Erzeugung  und zwar sowohl innerhalb des Tages als auch saisonal und der so genannte Kannibalisierungseffekt, das heisst ein verringerter Marktwert, der durch die Einführung von mehr korrelierenden PV-Erzeugungsanlagen auf dem Markt verursacht wird. Innovative PV-Anlagen sowie deren Platzierung in höheren Lagen können dazu beitragen, diese Probleme zu lösen und PV zu einer potenziell attraktiveren Investitionsmöglichkeit zu machen.

PV-Kannibalisierung bedeutet, dass der Marktwert der PV-Produktion sinkt, wenn mehr PV-Anlagen in Betrieb genommen werden, weil die Produktion von PV-Paneelen miteinander korreliert. Die Kannibalisierung führt wiederum zu einem Rückgang der PV-Investitionen. Der PV-Kannibalisierung kann jedoch bis zu einem gewissen Grad auch durch Speicheroptionen entgegengewirkt werden, die jedoch aufgrund der Kosten für Speicherinvestitionen und der energetischen Verluste beim Speicherbetrieb den Effekt nie vollständig ausgleichen können.

Alpine Standorte für PV-Anlagen.

Neben der Speicherung sind innovative PV-Standorte und -Konfigurationen eine weitere Möglichkeit, der Kannibalisierung und der zeitlichen Diskrepanz zwischen Nachfrage und Erzeugung zu begegnen, insbesondere an Orten, an denen die Speichermöglichkeiten oder die öffentliche Akzeptanz alternativer Stromerzeugung begrenzt sind.

Ausgangslage

Energiemix Schweiz.

Derzeit deckt die Schweiz den Großteil ihres Energiebedarfs mit Wasser- und Kernkraft. Es ist jedoch unwahrscheinlich, dass eine Senkung des erwarteten Energieverbrauchs und ein Ausbau der einheimischen erneuerbaren Energien ausreichen würden, um die Energieversorgungslücke zu schließen, die möglicherweise schon 2030 entstehen könnte. Die Lücke könnte sich durch eine beschleunigte Dekarbonisierungsagenda weiter vergrößern, die einen höheren Anteil von Elektrofahrzeugen auf den Straßen und eine verstärkte Produktion von Wasserstoff durch Elektrolyse vorsieht. Weitere Herausforderungen sind das Wachstum der erneuerbaren Energien, ein höherer Anteil an intermittierendem Strom, eine Begrenzung der Importe und eine mögliche Lücke zwischen Nachfrage und Angebot in Spitzenzeiten.

Während sich der Energieerzeugungsmix in Europa langsam von fossilen zu erneuerbaren Kraftwerken verändert, ist der Strommix in der Schweiz seit Jahrzehnten nahezu kohlenstofffrei. Mehr als 60 Prozent der jährlichen Energieerzeugung in der Schweiz stammen aus Wasserkraft, der restliche Anteil des Strommixes wird hauptsächlich durch Kernkraft erzeugt.

Winterlücke.

Allerdings wird sich das Schweizer Energiesystem in den kommenden Jahren voraussichtlich rasch verändern. Das Land plant, seine verbleibenden Kernkraftkapazitäten bis 2044 auslaufen zu lassen. Außerdem ist die Schweiz ein zentraler europäischer Knotenpunkt für die Stromübertragung und daher stark mit dem Stromnetz verbunden. Im Jahr 2019 importierte, exportierte und übertrug das Land rund 40 TWh Strom, wobei bis zu 60 Prozent der gesamten Stromproduktion im Sommer exportiert und der gleiche Anteil im Winter importiert wurde.

Dieser hohe Verflechtungsgrad macht die Schweiz abhängig von den Entwicklungen und Regulierungen des Strommarktes auf europäischer Ebene. Die erwartete Entwicklung des Strommarktes wird wahrscheinlich zu einer zunehmenden Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage führen; die Stromnachfrage könnte bis 2050 um bis zu 30 Prozent steigen. 46 Prozent, wenn man die Stromnachfrage für grünen Wasserstoff einbezieht.

Da das Potenzial für eine stärkere Nutzung der Wasserkraft begrenzt ist und der Bau von Kernkraftwerken seit 2016 verboten ist, ist es wahrscheinlich, dass zusätzliche Kapazitäten diese Lücke nicht schließen werden - zumindest nicht auf eine triviale Weise. Als das Schweizer Stimmvolk der Energiestrategie 2050 zustimmte, war der richtige Ansatz zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage noch nicht festgelegt. Die Suche nach dem richtigen Ansatz wird durch die ehrgeizigen Schweizer Dekarbonisierungsziele erschwert; der Bundesrat strebt bis 2050 eine Netto-Null-Emission an. Während Solar- und Windenergie potenziell zur Lösung dieses Problems beitragen können, werden Importe wahrscheinlich eine immer wichtigere Rolle spielen.

Ein Anstieg der Importe ist jedoch mit den folgenden Herausforderungen verbunden:

Das EU-Kartellrecht verbietet den Abschluss von langfristigen Importverträgen, die für eine langfristige Preissicherung und damit für Planungssicherheit entscheidend wären. Die Schweiz ist nicht das einzige Land, das einer unsicheren Energiezukunft gegenübersteht. Andere Länder wie Deutschland, das aus der Kernenergie und der Kohle aussteigt und Frankreich, das stark von der Kernenergie abhängig ist, stehen vor ähnlichen Herausforderungen, die das Risiko von Preisschwankungen bei Importen erhöhen können.

Die Schweiz ist mit erheblichen regulatorischen Unsicherheiten konfrontiert. Die Höhe der Importe, die zur Deckung der Nachfrage erforderlich sind, hängt vom Zugang zum europäischen Strommarkt und von der Einbeziehung der Schweiz in Vereinbarungen über die grenzüberschreitende Übertragung ab, z. B. in Bezug auf die maximale Kapazität. Derzeit gibt es kein übergreifendes Stromabkommen mit der Europäischen Union, das die Integration des Schweizer Stromsektors in das größere europäische Energiesystem festlegt, und es ist unklar, ob ein solches Abkommen in den nächsten drei bis fünf Jahren überhaupt möglich ist.

Kapazitätszuwachs Photovoltaik.

Der größte Kapazitätszuwachs wird wahrscheinlich von der Photovoltaik (PV) kommen, die bis 2050 etwa 14 Gigawatt (GW) an zusätzlicher Kapazität hinzufügen könnte. Dies liegt zum einen an den im Vergleich zur Windenergie niedrigeren Stromgestehungskosten der Photovoltaik und zum anderen am Potenzial, das die Topographie der Schweiz bietet. Während der derzeitige gesellschaftliche und politische Konsens den Bau von PV-Anlagen und Windturbinen in großem Maßstab vor regulatorische Herausforderungen stellt, besteht weiterhin ein erhebliches Potenzial für PV-Anlagen auf Dächern.

Selbst mit den erwarteten Nettokapazitätserweiterungen wird die Schweiz mit einer Lücke zwischen Nachfrage und Angebot konfrontiert sein. Diese Lücke könnte bereits 2030 mit dem Rückgang der Kernkraft sichtbar werden und sich weiter vergrößern, wenn die Nachfrage schneller steigt als die Stromerzeugung aus neuen Energiequellen. 

Energiestrategie 2050.

Die Schweiz nutzt seit vielen Jahrzehnten die Wasserkraft als eine ihrer wichtigsten erneuerbaren Energiequellen. Heute stammen mehr als 57% der inländischen Stromproduktion aus Wasserkraft. Im Jahr 2019 waren in der Schweiz mehr als 670 Wasserkraftwerke in Betrieb, die durchschnittlich ca. 36'567 GWh pro Jahr produzieren.

Wasserkraftwerke der Schweiz
- 48% Laufwasserkraftwerke
- 47% Speicherkraftwerken
- 5% Pumpspeicherkraftwerke

Die Schweizer Regierung beabsichtigt, die Wasserkraft weiterhin zu fördern, insbesondere durch die Unterstützung der Erneuerung und Erweiterung bestehender Anlagen, um deren Effizienz zu erhöhen. Der Bau neuer Wasserkraftwerke ist jedoch angesichts der Anzahl bestehender Anlagen, Einschränkungen durch Umweltgesetze, Natur- und Landschaftsschutzbestimmungen und anderer Faktoren schwierig.

In den letzten Jahren haben andere erneuerbare Energien wie Sonne, Holz, Biomasse, Wind, Geothermie und Umgebungswärme einen wachsenden Anteil an der Schweizer Energieversorgung gewonnen. Im Jahr 2019 stammten 7% der jährlichen inländischen Stromproduktion aus solchen erneuerbaren Energien. Bis die meisten dieser erneuerbaren Energien ohne Fördermassnahmen wirtschaftlich wettbewerbsfähig werden, vergehen jedoch viele Jahre. Insbesondere das grosse Potenzial der Photovoltaik (PV) und der Geothermie wird erst in den nächsten Jahrzehnten voll ausgeschöpft werden können.

Jüngste Entwicklungen im Bereich der erneuerbaren Energien.

Nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima im Jahr 2011 beschlossen der Bundesrat und das Parlament den gestaffelten Ausstieg der Schweiz aus der Kernenergie. Dieser Entscheid sowie weitere tiefgreifende Veränderungen im internationalen Energieumfeld erforderten einen Umbau der Schweizer Energiewirtschaft.  Zu diesem Zweck hat der Bundesrat die Energiestrategie 2050 ausgearbeitet, die schrittweise umgesetzt werden muss.

Am 21. Mai 2017 hat die Schweiz dem ersten Schritt der Energiestrategie 2050 zugestimmt und das revidierte Energiegesetz in der von Bundesrat und Parlament vorgeschlagenen Fassung angenommen. Das revidierte Energiegesetz zielt darauf ab, den Energieverbrauch zu senken, die Energieeffizienz zu steigern und erneuerbare Energien zu fördern. Zudem soll der Bau von neuen Kernkraftwerken verboten werden. Das revidierte Energiegesetz verfolgt zudem das Ziel, die Abhängigkeit der Schweiz von importierten fossilen Energieträgern zu verringern und die inländischen erneuerbaren Energien zu stärken. 

Das revidierte Energiegesetz und die entsprechenden Verordnungen sind Anfang 2018 in Kraft getreten.

Im Zusammenhang mit der laufenden Revision des Stromversorgungsgesetzes, die eine Öffnung des Strommarktes zum Ziel hat, muss auch das revidierte Energiewirtschaftsgesetz angepasst werden. Es soll die Marktöffnung durch attraktivere Anreize für Investitionen in inländische erneuerbare Energien unterstützen und damit die Versorgungssicherheit der Schweiz stärken.

Das Schweizer Bundesamt für Energie hat sich klare Ziele gesetzt, darunter die Verbreitung von erneuerbaren Energien. Die Entwicklung von Photovoltaikprojekten in Alpenregionen könnte für mehr Synergien zwischen zwei Bundesämtern sorgen. Einerseits hat sich das Bundesamt für Energie das Ziel gesetzt, die Photovoltaik auszubauen. Andererseits hat sich das Bundesamt für Raumentwicklung zum Ziel gesetzt, die Siedlungs-, Verkehrs- und Energieinfrastrukturen besser zu koordinieren, um die Vielfalt, die Solidarität und die Wettbewerbsfähigkeit der Schweiz zu stärken. Die Förderung der Photovoltaik in Bergregionen könnte eine Maßnahme sein, um die Wettbewerbsfähigkeit und Solidarität zu fördern und gleichzeitig Strom zu produzieren. Photovoltaik-Projekte auf Lawinenschutzanlagen könnten in verschiedenen Bergregionen mit ähnlichen Merkmalen repliziert werden und zu den politischen Zielen der beiden Bundesämter beitragen.

Die Meinungen der Stakeholder bei der Umsetzung von Photovoltaik-Projekten können das Erreichen der politischen Ziele für erneuerbare Energien blockieren oder verzögern. Die Diskrepanz zwischen den politischen Zielen und der mangelnden Verbreitung der Technologie zeigt deutlich, dass es eine Lücke zwischen der Kodifizierung einer Politik und ihrer Umsetzung besteht. Die derzeitige Atomstromproduktion soll durch einen Mix aus Photovoltaik, Windkraft und Geothermie ersetzt werden.

Produktionsprofile der Photovoltaik.

In einer Welt, die zu einer kohlenstoffarmen Energieerzeugung übergehen muss, ist die photovoltaische Solartechnik (PV) ein wichtiger Faktor. Sie ist einfach zu installieren, hat geringe Auswirkungen auf die Umgebung, wird immer erschwinglicher und ihr Brennstoff ist an jedem Ort der Erde frei verfügbar.

Die Internationale Energieagentur geht davon aus, dass die Photovoltaik (PV) in den kommenden Jahrzehnten den größten Beitrag zum Ausbau der weltweiten erneuerbaren Kapazitäten leisten wird. In der Tat wird die Photovoltaik von allen erneuerbaren Technologien am schnellsten installiert, was auf die rasch sinkenden Investitionskosten zurückzuführen ist, die voraussichtlich weiter sinken werden. Nach Schätzungen der IEA ist Solarenergie in den meisten Ländern inzwischen günstiger als Kohle und Gas.

Der geringere Sonnenstand und die starke Bewölkung führen in den gemäßigten Zonen zu einem saisonalen Produktionsmuster, das nicht mit der Nachfrage korreliert. Insbesondere ist die PV-Produktion im Sommer hoch und im Winter, wenn sie am meisten gebraucht wird, niedrig. Dies erschwert die Verbreitung der PV-Technologie auf den künftigen Energiemärkten.

Künftig soll das zeitliche Produktionsprofil der Photovoltaik (PV) besser mit den typischen Stromverbrauchsmustern in Einklang gebracht werden. PV-Installationen, welche die Produktion während der Wintermonate erhöhen, wenn Strom am meisten benötigt wird, haben oberste Priorität. Dabei handelt es sich um Platzierungen, die eine hohe winterliche Bestrahlungsstärke, eine hohe vom Boden reflektierte Strahlung und einen steileren Neigungswinkel der Module als üblich begünstigen.

Angebot und Nachfrage

Ungleichgewicht zwischen Produktion und Nachfrage.

Die Ziele der Schweizer Energiestrategie 2050 umfassen nebst Photovoltaik die Erzeugung aus Windturbinen, die Erzeugung aus Wasserkraft sowie eine kleine geothermische Grundlast. Wenn die Schweiz ein vollständig erneuerbares Elektrizitätssystem plant, dann stellt sich die Frage, wie sich diese Verschiebung der PV-Produktion aus Stadt- und Gebirgs-Regionen auf das Stromsystem auswirkt. Im Jahr 2014 belief sich das Ungleichgewicht mit der nuklearen Erzeugung auf 3,5 TWh. Für das städtische Szenario, das das größte Winterdefizit aufweist, ist das Ungleichgewicht am größten und erreicht 4,8 TWh, wenn die Standardneigung von 40° - und 3,7 TWh bei der winterlich-produktiven 90° Neigung verwendet wird. Bei den Bergszenarien liegt das Ungleichgewicht zwischen 4 TWh und 2,6 TWh (bei einer Neigung von 35° bzw. 90°).

Diese Zahlen vermitteln zwei wichtige Botschaften: Erstens reicht die Flexibilität der Speicherwasserkraft nie aus, um das Ungleichgewicht zwischen Produktion und Nachfrage vollständig auszugleichen, und zweitens spielt die nationale Strategie der PV-Platzierung eine wichtige Rolle bei der Bewältigung des saisonalen Ungleichgewichts. Eine Verlagerung der PV-Produktion von der Stadt in die Berge reduziert jedoch die saisonale Energielücke auf die Hälfte.

Die zeitliche Diskrepanz innerhalb eines Tages entsteht dadurch, dass die Solarstromerzeugung um die Mittagszeit am höchsten ist, während die Stromnachfrage zu unterschiedlichen Zeiten ihren Höhepunkt erreicht. In den meisten Stromnetzen liegt die Nachfragespitze in den Abendstunden, vor allem im Winter. Das stimmt nicht mit der Spitze der Solarstromerzeugung gegen Mittag überein. Dies führt dazu, dass die Strompreise der Erzeugung von Solarstrom oft gedrückt werden. Tägliche Ungleichgewichte können durch Kurzzeitspeicher wie Batterien und Pumpspeicherkraftwerke ausgeglichen werden, wodurch der Kannibalisierungseffekt abgeschwächt wird.

Saisonale Ungleichgewichte treten auf, wenn die Nachfrage in den kälteren, dunkleren Wintermonaten am höchsten ist, während die Solarstromerzeugung im Sommer am höchsten ist. Das saisonale Missverhältnis erfordert saisonale Speichermöglichkeiten, Netzausbau und andere Erzeugungsoptionen wie beispielsweise Windkraft, um Produktionsausfälle der Photovoltaik in den Wintermonaten zu kompensieren.

Potenzial alpiner PV-Anlagen

Bestrahlungsstärke, Bodenreflexion und Panelneigung.

Klar ist heute schon: alpine PV-Anlagen bringen im Durchschnitt 20 % höhere Erträge als städtische Anlagen. Die Schweizer Alpen haben das Potenzial haben, etwa 1 GW an Solarkapazität zu produzieren. Die drei treibenden Faktoren für eine erhöhte PV-Winterproduktion sind die Bestrahlungsstärke, die Bodenreflexion und die Panelneigung.

Die Schweiz ist aus mehreren Gründen für die weitere Entwicklung der Photovoltaik interessant. Erstens hat die Schweiz 2017 eine neue Energiestrategie (ES 2050) verabschiedet, die einen drastischen Ausbau des Anteils der erneuerbaren Energien vorsieht, während das Land aus der Kernenergie aussteigt. Zweitens verfügt die Schweiz über ein beträchtliches Potenzial für Solarenergie.

Dieses ist viel grösser als das Potenzial für andere erneuerbare Energien und es wird weiterhin stark in den Ausbau der Photovoltaik-Kapazitäten investiert. Bislang ist die überwiegende Mehrheit der Solaranlagen auf den Dächern von Privathäusern und Geschäftsgebäuden installiert. Drittens weist der Schweizer Strommarkt ähnliche saisonale Muster auf wie andere Märkte in Europa. Daher sind diese Ergebnisse auch für andere Länder relevant. Die Schweiz hat einen zusätzlichen Nachteil und Vorteil: ihr hoher Anteil an Wasserkraft (56 %) im Strommix. Im Frühjahr und Sommer ist das Land ein Nettoexporteur aufgrund der erhöhten Wasserkraftproduktion durch die Schneeschmelze. Im Herbst und Winter ist es ein Nettoimporteur.

Platzierung von Solaranlagen in den Bergen

Innovative Konzepte.

Das Spektrum möglicher Platzierungsszenarien für PV-Anlagen reicht von der konventionellen Aufdachinstallation in städtischen und industriellen Gebieten bis hin zu innovativen Konzepten als PV-Farmen oder auf bestehender Infrastruktur in bergigem Gelände.

Für die Schweiz können für die räumliche Verteilung im Wesentlichen zwei Installationsszenarien festgelegt werden:
- PV-Anlagen in städtischen Gebiete
- PV-Anlagen in bergigen Gebieten

Die städtischen Gebiete decken alle größeren Städte im Norden ab und erreichen sogar einige der kleinere Städte im Süden des Landes. Die Eignung für hohe Winterproduktion leitet sich von der Höhenlage ab. PV-Anlagen in städtischen Gebiete und meist in niedrigen Höhenlagen zwischen 200 m und 600 m eignen sich nicht für die Winterproduktion. Eine höhere Winterproduktion ist jedoch in höheren Höhenlagen möglich.

Je höher die PV-Anlage liegt, desto besser ist sie für die Ertragsgenerierung. Dies gilt sowohl für alpine als auch nicht alpine Regionen gleichermassen. In jedem Fall erzielen höher gelegene Anlagen einen ebenso höheren Marktwert als urbane, niedrig gelegene Photovoltaikanlagen.

In der Schweiz sind Aufdach- und Indachanlagen an die Dachneigung gebunden. Flache Dachneigungen sind anfälliger für Produktionsverluste durch die Schneebedeckung der Module. Bei hochgelegenen PV-Anlagen kommt es häufiger zu Schneefällen, so dass hier ein Produktionsverlust bei flachen Aufdachanlagen auftreten kann.

PV-Paneele in den Schweizer Alpen sind aus mehreren Gründen besonders geeignet. Sie erhalten sie eine um 50 % höhere Einstrahlung pro Quadratmeter als tiefer gelegene Gebiete und produzieren daher gleichmäßiger Strom. PV-Paneele sind in den Bergen auch deshalb effizienter, weil die kalte Luft ihre Betriebstemperaturen senkt. Zweitens könnte die Stromerzeugung eine neue Einkommensquelle für die Regionen sein, die derzeit an Bevölkerung und damit an wirtschaftlicher Aktivität verlieren. Drittens sind die Berge extremen Wetterbedingungen und Naturgefahren ausgesetzt, die ihre Wirtschaft beeinträchtigen. Die Infrastruktur zur Abschwächung dieser Gefahren ist jedoch auch eine Möglichkeit zur Einkommenserzielung. So können zum Beispiel PV-Paneele auf Lawinenverbauungen installiert werden, um Solarstrom zu erzeugen. Trotz dieser Vorteile wurden in den Bergregionen der Schweiz bisher keine PV-Projekte umgesetzt, selbst wenn es eine entsprechende Förderpolitik gibt. 

Beeinträchtigungen.

Obwohl PV-Anlagen in alpinen Gebieten Vorteile haben können, gibt es auch potenzielle Nachteile, wie z. B. schwierige Bauverfahren oder Abschattung durch starken Schneefall und Eisbildung. Schätzungen zufolge belaufen sich die Verluste durch Schnee- und Eisansammlungen auf 1,4 % bis 3,5 % der jährlichen Energieproduktion. Gegenmaßnahmen sind höhere Neigungswinkel, die Montage rechteckiger Module, die manuelle Entfernung von Schnee und Eis oder passive Schmelztechnologien.

Neben den technischen Aspekten gibt es noch weitere Unwägbarkeiten, die den Erfolg von PV-Anlagen in Gebirgsregionen beeinträchtigen könnten: Die künftige Erwärmung wird wahrscheinlich die Dauer der stark reflektierenden Schneedecke in mittleren und schließlich in hohen Lagen verringern. Das Szenario ohne Schnee in den Bergen stellt die Obergrenze dieses Effekts in unserer Studie dar und zeigt, dass auch ohne Schnee ein signifikanter Vorteil der Berglage aufgrund von Wolken-/Nebeleffekten bestehen bleibt. Hochgelegene Standorte sind oft weniger zugänglich als urbane Dächer und haben möglicherweise keine direkten Anschluss an das Stromnetz.

Bestrahlungsstärke

Die durchschnittliche jährliche Bestrahlungsstärke in der Schweiz variiert von 130 W/m2 im Norden bis zu fast 200 W/m2 im gebirgigen Süden. Die wolkenfreie Bestrahlungsstärke ist in höheren Lagen grösser, weil die darüber liegende Atmosphäre dünner ist und weniger absorbiert. Zusätzlich zu dem allgemeinen Trend, der durch die Dicke der Atmosphäre verursacht wird, sind die Berge im Winter von Vorteil, weil sich die anhaltenden Stratuswolken und der Nebel auf die Täler beschränken.

Panelneigung

Neigung und Ausrichtung.

Die Panelneigung ist ein eher technischer Faktor für die PV-Produktion. Während sich der Azimutwinkel des Panels hauptsächlich auf das Produktionsprofil während des Tages auswirkt, ist es die Panelneigung, die bestimmt, zu welcher Jahreszeit die Stromproduktion optimal ist. Unter der Annahme eines dauerhaft klaren Himmels und konstanter atmosphärischer Bedingungen in Bezug auf Aerosolkonzentration und Luftfeuchtigkeit wäre die optimale Neigung der Module einfach eine Funktion des Breitengrads und der Jahreszeit. In mittleren Breiten spielt jedoch die Bewölkung eine wichtige Rolle, da sie die einfallende kurzwellige Strahlung abschwächt und das Verhältnis von diffuser zu direkter Strahlung verändert.

Wenn die Neigung und Ausrichtung der Paneele nicht das ganze Jahr über angepasst werden kann, ist es gängige Praxis, nach Süden ausgerichtete PV-Paneele in 2.500 m Höhe mit einer Neigung zu installieren, die unabhängig vom Zeitpunkt und ohne Berücksichtigung von Schnee, der beträchtliche Mengen an Sonnenstrahlung reflektiert, eine maximale Jahresproduktion erzeugt. Es sollen möglichst identische Einstrahlungswerte für schneefreie und schneebedeckte Standorte ermittelt werden. Die Gesamtproduktion und die Winterproduktion unterscheiden sich je nach Standort und Topographie, aber die grundlegenden Eigenschaften in Bezug auf den Neigungswinkel sind überall gleich. Man kann also die Produktion vom Sommer in den Winter verlagern, ohne die jährliche Gesamtproduktion zu verringern, indem man einen schneereichen Standort in Kombination mit einer steileren Neigung der Paneele wählt.

Dauer der Schneedecke

Die Schneedeckendauer ist eng mit der Höhenlage korreliert und variiert daher in der Schweiz stark. In den höchsten Lagen liegt fast das ganze Jahr über Schnee, während die tiefsten Lagen völlig schneefrei sind. Auf 2'000 m ü. M. werden durchschnittlich 170 bis 190 Schneetage pro Jahr verzeichnet. Die räumlichen Muster sind denen der Bestrahlungsstärke sehr ähnlich.

PV-Fläche und Produktion

Anstieg der Winterproduktion.

Es besteht ein großer Unterschied zwischen dem Stadt- und dem Gebirgsszenario in Bezug auf die Fläche, die für die Produktion von 12 TWh/Jahr erforderlich ist. Bei allen Neigungswinkeln beträgt dieser Unterschied über 20 %, was mehr als 10 km2 oder über 1 000 Fußballfeldern entspricht. Der Unterschied wird durch die Auswirkung des Standorts dominiert, d. h. durch den Unterschied in der empfangenen Bestrahlungsstärke. Der zusätzliche Effekt der Bodenreflexion wird bei steilen Neigungswinkeln, die die Paneele auf den Boden ausrichten, immer stärker.

Bei vertikaler Installation führt das Vorhandensein von Schnee zu einer Verringerung der erforderlichen PV-Fläche um 13 %, die zu der standortbedingten Verringerung hinzugerechnet werden kann. Die Form der Abhängigkeit der erforderlichen Fläche von der Neigung der Paneele ist für die Szenarien in Städten und in den Bergen ohne Schnee sehr ähnlich: Minimal werden um 37° erreicht. Das Szenario mit Schnee in den Bergen erreicht die optimale Produktivität bei einer steileren Neigung von 43°, da der Schnee die Produktivität im Winter erhöht. Die Winterproduktivität pro Fläche zeigt ebenfalls eine sehr ähnliche Neigungsabhängigkeit für das Stadt- und das Gebirgs-Szenario ohne Schnee, jedoch mit einem Unterschied in der Produktion von 6,2-9,2 W/m2, was in etwa 50 % entspricht.

Der Anstieg der Winterproduktion aufgrund der Schneedecke ist zunächst gering, steigt aber bei steilen Neigungswinkeln auf 5,1 W/m2 an. Bei hohen Neigungswinkeln ist es allein das Vorhandensein von Schnee, das die Winterproduktion weiter ansteigen lässt. Während bei den beiden anderen Szenarien die Winterproduktion jenseits von 52° abnimmt, steigt sie mit Schnee bis zu 65° weiter an.

Winterlücke schliessen

Produktionsmuster und Verbrauchsmuster.

Energiedefizite können in einer zukünftigen, vollständig erneuerbaren Produktion aus Windkraft, Wasserkraft und Geothermie deutlich reduziert werden, wenn die PV-Anlagen in höheren Lagen installiert werden. Da die zeitlichen Produktionsmuster dem typischen Bedarf besser entsprechen als die Produktion in städtischen Umgebungen, könnte die Stromproduktion vom Sommer in den Winter verlagert werden, ohne die jährliche Gesamtproduktion zu verringern. Solche Anlagen in den Bergen benötigen deutlich weniger Fläche, und in Kombination mit steileren Neigungswinkeln der Module können bis zu 50 % des Winterdefizits bei der Stromerzeugung ausgeglichen werden.

Durch die richtige Platzierung und Ausrichtung von Solarmodulen in Berggebieten lässt sich also ein erheblicher Teil der Stromerzeugung von den Sommer- auf die Wintermonate verlagern. Die PV-Technologie ist wirtschaftlich und technologisch sehr vielversprechend. Die Annäherung des Produktionsmusters an die typischen Verbrauchsmuster in den mittleren Breiten ist ein wichtiger Schritt hin zu einer höheren Durchdringung der PV-Technologie auf den künftigen Energiemärkten. Darüber hinaus verringert eine Verringerung der Energielücke im Winter durch die Platzierung von PV-Anlagen auf der bestehenden Berginfrastruktur den Bedarf an zusätzlichen Speichern. Unter bestimmten Bedingungen kann die Wasserkraft eine sinnvolle Ergänzung darstellen.

Saisonale Speicherung

Intermittierenden Quellen.

In einem zukünftigen, vollständig erneuerbaren Energiemix mit einem hohen Anteil an variablen und intermittierenden Quellen und mit Nachbarländern, die ähnlichen Beschränkungen unterliegen, wird Strom, der zum richtigen Zeitpunkt produziert wird, sehr wertvoll werden. Eine maximale jährliche Energieproduktion durch nach Süden ausgerichtete PV-Paneele könnte eine Überproduktion bedeuten, wenn diese Energie nicht einfach und kostengünstig gespeichert werden kann.

Beim Ausbau der saisonalen Speicherung spielt die Speicherwasserkraft eine wichtige Rolle, da sie die einzige bestehende Technologie darstellt, die diese Funktion in großem Maßstab erfüllen kann. Schließlich ist die räumliche Streuung der Produktion oder vielmehr die Verbindung durch ein hochentwickeltes Übertragungsnetz, das Orte mit unterschiedlichen Produktions- und Nachfragemustern miteinander verbindet, eine Erfolgsstrategie. Der Vorteil von alpinen Standorten in der Schweiz ist zudem, dass die Produktionsstandorte in der Nähe grosser Pumpspeicherstauseen liegen könnten.

Gemäss der realen stündlichen nationalen Stromnachfrage kann die PV-Produktion in Kombination mit Windenergieproduktion, einer kleinen geothermischen Grundlast und mit Laufwasserkraftwerken abgestimmt werden um die höchstmögliche Stabilität der Netze zu erzielen. Zudem können die Speicherwasserkraftwerke genutzt werden, um das resultierende Ungleichgewicht innerhalb ihrer Kapazitäten auszugleichen. Anhand von Echtzeit-Erzeugung aus Speicherwasserkraft und des Füllstands der Stauseen kann der energieäquivalente Zufluss in das System ermittelt werden. So wird die Speicherkraft auch bei begrenzter Größe der Stauseen energetisch optimal genutzt. Die Frage ist, wie viel Energie aus der Sommerperiode mit hoher Produktion und geringer Nachfrage nicht in die Winterperiode mit umgekehrter Tendenz transferiert werden kann. In einer vollständig erneuerbaren Schweiz müsste diese Energiemenge durch zusätzliche saisonale Speicher oder durch Importe aus und Exporte in die Nachbarländer aufgefangen werden.

Marktwert

Wert von alpinen Anlagen.

Bei optimaler Platzierung der Paneele, insbesondere wenn auch alpine Gebiete berücksichtigt werden, steigt der Wert der Anlagen. Die Platzierung in höheren Lagen kann zu einem Anstieg des durchschnittlichen Marktwerts der Modulkapazität von bis zu 25% im Vergleich zu nicht alpinen Anlagen führen.

Ein wirtschaftlicher Aspekt der Solarenergienutzung in Gebirgsregionen sind die Kosten für Land. Es ist davon auszugehen, dass die Preise für hochgelegene Parzellen aufgrund ihrer abgelegenen Lage niedriger sind. Steile Hänge und große Entfernungen zu sozioökonomischen Zentren machen sie für Wohnbauprojekte weniger attraktiv.

Für die Berechnung wurden zwei Modelle definiert, um die optimalen Werte für PV-Installationsstandorte und die entsprechende finanzielle Rentabilität in der Schweiz zu ermitteln. Im wesentlichen ging es um zwei Hauptoptimierungsszenarien, einmal für alpine und einmal nicht alpine Standorte, die mit einem Kontrollszenario für städtische PV-Anlagen verglichen wurden. Das alpine Szenario umfasst Standorte, die weniger als 2.700 Meter über dem Meeresspiegel liegen, mindestens 150 Meter von Hängen mit einer Neigung von mehr als 30 Grad entfernt sind und nicht weiter als 500 Meter von einer Straße entfernt sind. Nach Norden ausgerichtete Hänge wurden ausgeschlossen, so dass insgesamt 600 km2 Land für optimierte alpine Anlagen in Frage kommen. Für das nicht-alpine Szenario wurde die Höhengrenze auf 800 Meter über dem Meeresspiegel gesenkt, wodurch sich die potenzielle PV-Fläche auf 450 km2 reduzierte.

Das Ergebnis: Die Platzierung von Photovoltaikanlagen in alpinen Gebieten würde den Marktwert des erzeugten Stroms am stärksten steigern.

Ein Vergleich der Szenarien für das Jahr 2040
- Marktwert nicht-alpines Szenario 83,83 €/kW/Jahr
- Marktwert nicht-alpines Szenario 93,73 €/kW/Jahr

Das bedeutet, dass das alpine Szenario definitiv rentabler ist als das nicht alpine Szenario. Im Durchschnitt bieten die modellierten alpinen PV-Anlagen einen um 20 % höheren Ertrag als die städtischen Anlagen. Die Schweizer Alpen bieten den höchsten Marktwerte, wobei die ersten 1 GW der potenziell installierten Kapazität 33 % höhere Einnahmen bringen. PV-Paneele in den Alpen können im Winter viel mehr Strom produzieren als anderswo in der Schweiz. Die höhere Sonneneinstrahlung und die stärkere Bodenreflexion durch den Schnee können mit einer steileren Anlagengeometrie genutzt werden, um die Winterproduktion zu maximieren.

Alpine Standorte

Vorteile alpiner PV-Anlagen.

Es gibt sowohl im Flachland als auch im alpinen Raum geeignete als auch weniger geeignete Standorte. Die Eignung für einen Standort wird von vielen Faktoren bestimmt, so zum Beispiel die lokalen, landschaftlichen Rahmenbedingungen, Freiflächen, Netzanschluss-Möglichkeiten, Potenzial für optimale installierte Kapazität. So zum Beispiel sind das Rhonetal im Südwesten und der südliche Teil des Tessins (besiedelte italienische Grenze) im Süden sehr gute Regionen. Sie liegen unterhalb der Höhenschwelle 800 m.ü.Meer. Das Rhonetal im Südwesten profitiert von besonders guten Wetterbedingungen im Winter, da die tiefliegenden Wolken (Stratus) weiter nördlich auf dem Schweizer Plateau gefangen sind. Das Gebiet im südlichen Teil des Tessins weist ein mediterranes Klima auf und damit eine hohe Wintereinstrahlung im Vergleich zum Rest des Landes.

Die Alpen weisen im Vergleich zum Schweizer Mittelland generell hohe Werte auf. Das bedeutet, dass PV-Paneele in den Alpen im Winter viel mehr Strom produzieren können als anderswo in der Schweiz. Die höhere Sonneneinstrahlung im Winter und die stärkere Bodenreflexion durch Schnee können mit einer steileren Anlagengeometrie ausgenutzt werden, um die Winterproduktion zu maximieren. Darüber hinaus erklärt die Tatsache, dass die Marktpreise im Winter höher sind als im Sommer, warum die Alpen so hohe Marktwerte aufweisen.

Die Platzierung von Photovoltaikanlagen in alpinen Gebieten kann den Marktwert des erzeugten Stroms erhöhen. Während die beobachteten Kannibalisierungseffekte für Szenarien mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien bestätigt sind, kann der relative Wert von alpinen PV-Anlagen in Systemen mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien noch höher ausfallen.

Der Grossteil der Last in der Schweiz befindet sich in nicht alpinen Gebieten, während die Produktion hauptsächlich in alpinen Gebieten konzentriert ist (vor allem Wasserkraft), so dass produktionsbedingte Netzbeschränkungen in alpinen Gebieten verbindlicher sind als in nicht alpinen Gebieten. Eine Einschränkung würde es ermöglichen, in den Bergen größere Kapazitäten zu installieren, bevor es zu einer Überlastung des Netzes kommt. Installationskosten lassen sich nur schwer pauschal berechnen, vor allem im alpinen Umfeld. Der Straßenzugang und die Nähe zu bestehender elektrischer Infrastruktur sowie die Projektgröße haben einen starken Einfluss auf die Investitionskosten.

Der Bau von PV-Anlagen in den Alpen wirft auch die Frage nach der gesellschaftlichen Akzeptanz solcher Projekte auf. Zumindest für die Schweiz lässt sich jedoch eine relativ hohe gesellschaftliche Akzeptanz feststellen, wobei die Umweltauswirkungen, die Eigentumsverhältnisse und das Design der PV-Paneele einen großen Einfluss auf die gesellschaftliche Akzeptanz haben können. Darüber hinaus sind die alpinen Gebiete der Schweiz bereits zivilisatorisch geprägt und bieten eine beträchtliche Fläche, auf der das Anbringen von PV-Paneelen nicht die einzige "Störung" darstellen würde.

PV-Paneele in höheren Lagen zu platzieren bedeutet, die Vorteile einer höheren winterlichen Bestrahlungsstärke, einer vom Schnee reflektierten Bodenstrahlung und eines größeren Neigungswinkels nutzen können. So kann der winterliche Ertrag verbessert werden, was zu einer höheren Stromerzeugung während der winterlichen Nachfragespitze führt und die Erzeugung weniger mit bereits bestehenden PV-Anlagen korreliert.

Der allgemeine Trend einer zunehmenden Strahlung in höheren Lagen ist auf eine dünnere Atmosphäre und das Fehlen von Nebel im Winter zurückzuführen. Darüber hinaus erhöht das Vorhandensein von Schnee mit seiner hohen Oberflächenreflexion den Ertrag von PV-Paneelen, wenn optimale Neigungswinkel verwendet werden. Die Wirkung von Schnee kann den lokalen Ertrag um 10 % erhöhen. Eine wichtige Erkenntnis bei der detaillierten Planung von Anlagen für erneuerbare Energien in Gebirgsländern. Das Beispiel der Schweiz zeigt, wie die natürliche Umgebung für eine optimale Standortwahl von PV-Anlagen am besten genutzt werden kann.

Die Platzierung von PV-Anlagen in ausreichender Höhe und die Ausnutzung des schneebedeckten Bodens können die Atomstromproduktion effizienter ersetzen als Anlagen in städtischen Zentren. Im Vergleich zur Installation von PV-Anlagen in städtischen Gebieten wird weniger Fläche für PV-Anlagen benötigt, und in Kombination mit steileren PV-Neigungswinkeln können bis zu 50 % der Schweizer Winterproduktionslücke ausgeglichen werden. Darüber hinaus sind steilere Neigungswinkel auch für Installationen auf bestehender Infrastruktur und für eine optimale Selbstentfernung des Schnees durch Abrutschen vorteilhaft. Schliesslich leiden steilere Platten weniger unter der Verschmutzung durch Staub, Schmutz und andere Partikel.

Die wichtigen vorwärts streuenden Eigenschaften der Schneereflexion erhöhen die Gesamtbestrahlungsstärke auf PV-Panels. Temperatureffekte verbessern die Leistung der PV im Winter und in kalten Regionen. Neigungskorrekturen während des Jahres: Bei Aufdachanlagen ist eine Neigungsverstellung nicht praktikabel oder oft nicht zulässig. Bei Anlagen in den Bergen kann dies realisiert werden; so gibt es aktuelle Installationspläne für eine Kombination von PV-Paneelen mit bestehenden Lawinenschutzbauten. Diese Pläne sehen eine mechanische Neigungsverstellung vor. Die Neigung einen Einfluss auf die Verschmutzung und die Schneeräumung: Je steiler die Paneele sind, desto sauberer bleiben sie. Topographische Abschattungseffekte bei hoher räumlicher Auflösung: Obwohl die Abschattung des Geländes durch lokale Horizonte berücksichtigt wird, ist ihre Genauigkeit durch die räumliche Auflösung des vom Satelliten abgeleiteten Strahlungsprodukts begrenzt.

Schweizer Energiepolitik

Freiwillige, regulatorische und marktbasierte Instrumente.

Es gibt drei Arten von politischen Instrumenten: freiwillige, regulatorische und marktbasierte. Die Schweizer Regierung hat in ihrer Energiepolitik traditionell keine regulatorischen Instrumente, wie z.B. das Verbot bestimmter Energieträger, eingesetzt.

Eines der wichtigsten Instrumente der Schweizer Energiepolitik sind Subventionen, wie das Energiegesetz (2016) zeigt. Seit 2009 gewährt die Schweiz Einspeisetarife und Investitionszuschüsse für neue Anlagen mit dem Ziel, die Stromproduktion aus Photovoltaik, Kleinwasserkraft, Windenergie, Geothermie, Biomasse und Bioabfall zu fördern. Die Regierung erhebt derzeit eine Stromsteuer, um die Einspeisetarife für erneuerbare Energien zu finanzieren. Mit dem Argument der sinkenden Kosten für PV-Anlagen wurden die Einspeisetarife für neue PV-Anlagen 2017 abgeschafft.

Trotz dieser politischen Maßnahmen gibt es in der Schweiz im Vergleich zu anderen europäischen Ländern noch wenig Erfahrung mit der Umsetzung von Infrastrukturen für erneuerbare Energien ohne Wasserkraft. Evaluierungen von politischen Instrumenten in den frühen 2000er Jahren kamen zu dem Schluss, dass die Interessengruppen einen großen Einfluss auf den Erfolg der Maßnahmen haben und dass die Kommunikation während der Umsetzung unzureichend war. Die positive Einbindung der Interessengruppen in den Entscheidungsfindungsprozess bei Projekten für erneuerbare Energien ist wichtig, da das politische System der direkten Demokratie in der Schweiz sehr partizipativ ist. Die bestehenden Planungsverfahren gewährleisten jedoch nicht immer eine angemessene Beteiligung der Interessengruppen an Projekten für erneuerbare Energien.

Die jüngsten politischen Instrumente haben ähnliche Ziele wie in der Vergangenheit, aber die aktuellen Ziele sind quantitativ anders. Im September 2016 verabschiedete das Schweizer Parlament die Energiestrategie 2050. Das neue Energiegesetz, mit dem die Energiestrategie umgesetzt wird, wurde prompt in einem nationalen Referendum angefochten, aber von den Stimmbürgern im Mai 2017 bestätigt. Die Schweiz will die Erzeugung von inländischem Strom aus erneuerbaren Energien (ohne Wasserkraft) von derzeit 5 % auf mindestens 20 % des derzeit verbrauchten Stroms steigern. Im Jahr 2016 erzeugte die Photovoltaik etwa 2,3 % des Schweizer Stroms. Trotz der geringen Produktion wird sie als die zukünftig dominierende neue erneuerbare Stromquelle in der Schweiz angesehen. Dies liegt unter anderem daran, dass die Windenergie aufgrund der gebirgigen Topographie der Schweiz ein geringes Potenzial hat. Das neue Schweizer Energiegesetz enthält Instrumente zur Förderung der Umsetzung neuer Projekte für erneuerbare Energien, aber diese beschleunigte Entwicklung kann zu einer negativen öffentlichen Meinung führen, die die Umsetzung von Projekten für erneuerbare Energien verzögern oder stoppen könnte.

Prozesse der Entscheidungs-findung

Faktoren des öffentlichen Widerstandes.

Welche Faktoren erklären den öffentlichen Widerstand gegen die Umsetzung von alpinen Anlagen?

Es gibt vier verschiedene Gruppen:
- "Mainstream-Befürworter"
- "Ökologisch vorsichtig"
- "Besorgt über die Umsetzung"
- "Auf der Suche nach kantonaler und nationaler Unterstützung"

Die Akzeptanz der Photovoltaik hängt in hohem Maße vom potenziellen Beitrag des Projekts an die regionale Wirtschaft ab. Heisst: je höher das wirtschaftliche Potenzial eingeschätzt wird, desto höher ist die allgemeine Azeptanz. Die Initiatoren haben eine wichtige Rolle bei der Aufrechterhaltung des Vertrauens während des Entscheidungsprozesses. Alle Beteiligten des Photovoltaikprojekts wünschen sich einen reibungslosen Zugang zu konkreten Informationen über das Projekt und seine Zukunftspläne. Die Initiatoren haben also eine grosse kommunikative Aufgabe und Verantwortung. Das Vertrauen während des Prozesses wirkt sich direkt auf die Wahrnehmung des Projekts aus. Aspekte des Entscheidungsprozesses können daher zu Risiken für die Projektdurchführung werden. Um Risiken bei der Umsetzung zu vermeiden, müssen die Initiatoren bereits in den frühen Phasen des politischen Prozesses, der Informations- und der Förderphase, eine bessere Kommunikation in Betracht ziehen.

Traditionell haben politische Entscheidungsträger bei der Entwicklung von Elektrizitätstechnologien Top-Down-Entscheidungsverfahren angewandt, die nach ihren eigenen Präferenzen gestaltet wurden. Zeitgemässe Wege zur Entscheidungsfindung fordern jedoch die Einbeziehung von Interessengruppen in die Entscheidungsfindung als Instrument zur Vermeidung von öffentlichem Widerstand gegen die Entwicklung erneuerbarer Energien. Die Gestaltung partizipativer Prozesse geben den gewünschten Ergebnissen des Prozesses mehr Gewicht als dem lokalen Kontext.

Partizipative Prozesse müssen die Vielfalt der Argumente der Interessengruppen berücksichtigen und Instrumente für eine Beteiligung bieten. Die Beteiligung erwirkt ein höheres Maß an Konsens und Kompromiss. Die Einbeziehung der Wahrnehmungen der Interessengruppen zu energiepolitischen Kodifizierungen in die Entscheidungsfindung ist von entscheidender Bedeutung für die Verbesserung der Politikgestaltung und -umsetzung und die Vermeidung von öffentlichem Widerstand gegen die Infrastruktur für erneuerbare Energien.

Risikowahrnehmung.

Einer der Hauptfaktoren, die den Ausbau der erneuerbaren Energien einschränken, ist der öffentliche Widerstand gegen ihre physische Infrastruktur. Der Widerstand der Öffentlichkeit gegen konkrete Projekte überrascht die politischen Entscheidungsträger oft, da die Technologien neu sind und es keinen Grund gab, mit einem Mangel an öffentlicher Unterstützung zu rechnen, insbesondere wenn das Endziel der Entwicklung - die Verringerung der Treibhausgasemissionen - auf allgemeiner Ebene große öffentliche Unterstützung genießt. Darüber hinaus ist die Unterstützung oder Ablehnung durch die Öffentlichkeit häufig auf Faktoren zurückzuführen, die über die technischen Details der betreffenden Infrastruktur hinausgehen, wie zum Beispiel institutionelle, kulturelle und psychologische Faktoren.

Die wahrgenommene Risiken sind eine wichtige Triebfeder für solchen Widerstand und sie haben oft mit einem einzelnen Projekt gar nichts zu tun. Verschiedene Gruppen von Menschen konstruieren Risiken unterschiedlich. Es ist dabei völlig egal, ob sich ein Risiko auf tatsächliche oder rein psychologische Themen abstützt. Der Widerstand ist aufgebaut und schwer wieder aufzulösen.

Dazu kommt, dass Experten Risiken während des Entscheidungsprozesses ganz anders bewerten als Laien. Konkret bevorzugen Experten objektiv messbare Beschreibungen des Risikos, während Laien das Risiko auf komplexere Weise konstruieren, nämlich als eine Kombination sozial konstruierter und damit wertbeladener Themen. Risikoforscher unterscheiden daher zwischen der subjektiven Risikokonstruktion wie Partialwissen, Werte, Einstellungen oder Überzeugungen sowie der objektiven Risikokonstruktion wie Wahrscheinlichkeit, Intensität, Schadenskosten und Häufigkeit von Risiken und weiteren. Da viele Stakeholder-Gruppen Risiken überwiegend subjektiv konstruieren, prägen unterschiedliche Risikoperspektiven der Stakeholder die Entscheidungsfindung und die Projektergebnisse. Die subjektive Wahrnehmung von Risiken ist demnach viel schwieriger einzuschätzen als die objektive.

Projektrisiken am Beispiel der Lawinenschutzanlagen St. Antönien.

Die Nutzung von Bergregionen als Standorte für Solar- oder Windkraftanlagen ist eine der jüngsten Entwicklungen in ländlichen Gebieten. Experten sehen in der Entwicklung eines Mindestmaßes an Infrastruktur und Netzausbau in abgelegenen Regionen wie den ländlichen Alpen ein Mittel, um die räumliche Kohäsion dieser Regionen zu erhalten und die wirtschaftliche und soziale Entwicklung an Standorten mit geringerer Bevölkerungsdichte zu fördern. Die Entwicklung von Projekten in abgelegenen Regionen ist jedoch aufgrund der extremeren Bedingungen und der höheren Exposition gegenüber Naturgefahren mit höheren Kosten verbunden.

Um dies zu umgehen, werden in der Schweiz PV-Projekte auf Lawinenschutzanlagen in Betracht gezogen, da diese die bestehende Infrastruktur nutzen können. Ein solcher Vorschlag entstand in St. Antönien, einem Dorf mit 370 Einwohnern im Kanton Graubünden im Osten der Schweiz. Graubünden ist der größte und am dünnsten besiedelte Kanton und liegt zu 90 % über 1200 m ü. M., wodurch der Kanton etwa 20 % der Schweizer Wasserkraft erzeugen kann.

Die Idee, den Lawinenschutz als Träger für Solarpaneele zu nutzen, kam 2010 von einem häufigen Besucher des Dorfes, dem Gründer eines nationalen Energieunternehmens, das auf Solarenergie spezialisiert ist. Drei nationale Stromversorgungsunternehmen und die Gemeinde St. Antönien initiierten die Planung des Projekts. Sie organisierten Treffen mit mehreren kantonalen Verwaltungen und Umweltorganisationen sowie drei bis fünf Gemeindeversammlungen pro Jahr, je nach den in den Interviews erhaltenen Informationen. Die Gesamtausdehnung des Lawinenschutzes betrug 12,5 km auf 2400 m Höhe, die 3,5 MW beherbergen und 4500 MWh/a erzeugen könnte, genug Strom für etwa 1200 Haushalte. Die Initiatoren begannen mit der Planung eines Pilotprojekts von 0,8 MW, was dem Strombedarf von 280 Haushalten entspricht.

Die Einwohner nahmen das Projekt an einer Gemeindeversammlung mit 49 zu 0 Stimmen an. Im Jahr 2011 errichteten die Initiatoren eine Testanlage als Forschungs- und Pilotanlagenbau. Im September 2012 wies die Expertenkommission Lawinen und Steinschlag darauf hin, dass es an wissenschaftlichen Studien oder Versuchen mit grossflächigen Solaranlagen auf Lawinen fehle. In einer Beurteilung wies sie auf mögliche negative Auswirkungen der Solaranlagen auf den Schutz von Menschen und Sachwerten in extremen Wettersituationen hin. Die Kommission formulierte technische und finanzielle Kriterien zur Reduktion möglicher Schäden und legte deren Einsatz fest.

Ebenfalls im Jahr 2012 reichten die Initianten ein Gesuch um Mitfinanzierung der Hälfte der Anfangsinvestitionskosten für das Pilotprojekt von 0,8 MW aus dem nationalen Sonderfonds für innovative Pionierprojekte ein. Das Bundesamt für Energie war mit dem Pionierstatus des Projekts nicht einverstanden, und der Bund lehnte die Subventionen ein Jahr später ab. Im Jahr 2014 starteten die Elektrizitätswerke und die Gemeinde eine Kampagne zum Verkauf von Ökostromzertifikaten. Die Aktion sammelte Gelder von 230 Privatpersonen und Gewerkschaften aus den umliegenden Dörfern. Zusammen mit den Eigenmitteln des Initiators und zusätzlichem Fremdkapital deckte dies 85 % des Budgets für die Anfangsphase ab.

Das Amt für Energie des Kantons Graubünden subventionierte weitere 2,5% der Anfangsphase. Die Gemeinde St. Antönien plante, die restlichen 15% mit einer grossen Crowdfunding-Kampagne zu beschaffen. Um das Solarkraftwerk im Herbst 2016 ans Netz zu bringen, benötigten die Initianten einen letzten Kredit der Gemeinde. Im April 2015 lehnte die Gemeindeversammlung von St. Antönien den Kredit mit 25 Nein- und 15 Ja-Stimmen ab. Dieser Entscheid bedeutete das Aus für das Projekt. Die Ablehnung überraschte den Stadtrat, der nach den Bemühungen um eine Finanzierung nicht mit einer Ablehnung des Projekts gerechnet hatte.

Quelle

Schritte und Phasen eines Entscheidungs-prozesses

Klärung und Festlegung der Ziele.

Risiken können charakterisiert werden, um komplexe Entscheidungsprozesse, an denen Akteure mit gegensätzlichen Interessen beteiligt sind, vollständig zu verstehen. Ein Entscheidungsprozesses besteht aus mehreren Schritten oder Phasen. Der erste Schritt besteht in der Sammlung von Informationen (Intelligenz), der zweite Schritt in der Schaffung eines Einvernehmens darüber, was zu tun ist (Förderung). Das Ergebnis ist Klarheit darüber, welche Gruppen profitieren und welche Werte durch jede Alternative gefördert werden, um unbeabsichtigte Ergebnisse zu vermeiden.

Diese beiden Schritte sollten vor dem dritten Schritt, der Klärung und Festlegung der Ziele, Normen und Instrumente, die eingesetzt werden sollen, erfolgen (Kodifizierung). Der vierte Schritt ist die tatsächliche Umsetzung der kodifizierten Politik und die Zuweisung von Ressourcen und Personen. In der vierten Phase kann es immer noch zu Meinungsverschiedenheiten darüber kommen, wie die Politik in der Praxis umgesetzt werden soll, insbesondere wenn die Interessen und Werte der Beteiligten nicht Teil der Vereinbarung waren.

Durch die Untersuchung der Determinanten von Meinungsverschiedenheiten in Entscheidungsprozessen kann man besser beurteilen, welche Aspekte des Prozesses strittig sind. Diese vier Schritte-Methode kann auch auf die Umsetzung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien angewandt werden, wenn man politische Studien auf die Energieforschung überträgt.

Die vier Schritte oder Phasen können wie folgt beschrieben werden:
- Schritt 1: Vorbereitung eines Projektvorschlags
- Schritt 2: Verhandlungen und Lobbyarbeit
- Schritt 3: Einholung von Genehmigungen und Erfüllung anderer formaler Anforderungen
- Schritt 4: Aufbau der Infrastruktur

Risikoarten bei Projekten für erneuerbare Energien.

In der Praxis treten in verschiedenen Phasen des Umsetzungsprozesses von Projekten für erneuerbare Energien zwei Arten von Risiken auf:
- Umsetzungs- und Durchführungsrisiken
- Folgerisiken.

Durchführungsrisiken sind potenzielle Hindernisse für den erfolgreichen Abschluss eines Projekts. Hindernisse im Entscheidungsprozess können entstehen, wenn vereinbarte Verfahren nicht eingehalten werden: Wenn zum Beispiel wahrgenommene Verfahrensungerechtigkeit oder die Werte und Interessen der Hauptakteure nicht ausreichend berücksichtigt werden. Folgerisiken entstehen, wenn das Projekt wahrgenommene negative Ergebnisse verursacht. Zum Beispiel ein Projekt, das zu wirtschaftlichen Verlusten oder Umweltverschmutzung führt. Beide Arten von Risiken, sowohl Umsetzungs- als auch Folgerisiken, können zu Verzögerungen führen, Anpassungen erzwingen oder ein Energieprojekt gänzlich blockieren. Letztlich können diese Risiken verhindern, dass eine Politik umgesetzt oder sogar gesetzlich verankert (kodifiziert) wird. Es ist deshalb wichtig, bei jedem Schritt des Entscheidungsprozesses zwischen Umsetzungs- und Folgerisiken zu unterscheiden, um eine präzise Reaktion auf die Schwierigkeiten zu ermöglichen, die bei den verschiedenen Schritten der Umsetzung der PV-Technologien auftreten können.

Fazit

PV-Anlagen in den Bergen.

Die Platzierung von PV-Anlagen in den Bergen führt zu einem höheren Marktwert und einem geringeren Flächenbedarf im Vergleich zu PV-Platzierungsstrategien in niedrigeren Lagen. Der höhere Marktwert ist auf eine bessere Anpassung an die Nachfrage zurückzuführen, insbesondere im Winter, wenn die Nachfrage am höchsten ist. Wir haben herausgefunden, dass optimierte Standorte in den Bergen im Durchschnitt 20 % höhere Einnahmen für die Modulkapazität (EUR/kW/Jahr) bieten als städtische PV-Anlagen. Darüber hinaus könnte in den Schweizer Bergen eine Kapazität von mehr als 1 GW mit noch höheren Erträgen (33 %) installiert werden. Alpine PV-Anlagen mit ihren höheren Marktwerten und Wertfaktoren können potenziell sehr rentable Investitionen sein und sind auch aus einer Systemperspektive wertvoll.