Wie hängt die Energie­wende vom Ausland ab?

Die Schweiz importierte gemäss dem BFE im Jahr 2020 rund 200 TWh an fossilen Energieträgern (Erdöl, Erdgas, Kohle, Kern­brennstoffe) und bezieht damit fast drei Viertel ihres Brutto­energie­bedarfs aus dem Ausland. Diese Abhängigkeit lässt sich mit diversen Mass­nahmen reduzieren, deren Ziel jedoch eine weitgehende Elektri­fizierung der gesamten Wirtschaft sein muss. Dort, wo eine Elektrifizierung nicht möglich ist, müssen fossile Brennstoffe mit klima­neutralen Treib- und Brennstoffen (z. B. synthetischem Methan, grünem Wasserstoff oder Biogas) direkt substituiert werden. Elektrifiziert werden kann vor allem ein Grossteil der Wärme­bereit­stellung für Gebäude durch Wärme­pumpen sowie der Personen­verkehr mit Elektro­fahrzeugen. Ein Einsatz von klima­neutralen Treib- und Brennstoffen wird vor allem in der Industrie und dem Flugverkehr notwendig sein.

Um die Elektri­fizierung zu ermög­lichen und synthe­tische Kraftstoffe (teilweise) im Inland herstellen zu können, muss die Schweiz die inländische erneuerbare Strom­erzeugung drastisch ausbauen. Schon Mitte letzten Jahres hat der Bundesrat eine Revision des Energiegesetzes (EnG) und des Strom­versorgungs­gesetzes (StromVG) vorgeschlagen. In dieser Revision, welche ab diesem Jahr im Parlament behandelt wird, schlägt der Bundesrat erstmals verbindliche Zielwerte für die jährliche Strom­erzeugung aus erneuerbaren Energien (exklusive Wasserkraft) vor: 17 TWh/a bis 2035 und 39 TWh/a bis 2050. Für eine drastische Senkung von Energieimporten und das Einhalten des CO₂-Budgets der Schweiz¹⁾ könnten jedoch noch höhere Zielwerte notwendig sein. Die meisten Szenarien für die Zukunft des Schweizer Stromsystems, so auch die vom BFE veröffent­lichten Energie­perspek­tiven 2050+, weisen der Photovoltaik die Hauptaufgabe zu, diese Zielwerte zu erreichen. Der Bau von neuen Kernkraftwerken dürfte hierbei aufgrund des gesell­schaftlich beschlossenen Ausstiegs und der zu hohen Strom­gestehungs­kosten und Risiken keine geeignete Alternative darstellen.

Ein Ungleich­gewicht entsteht

Die weitgehende Elektrifizierung und der Ausbau von Solarstrom führen jedoch zu einem Ungleich­gewicht. So steigt der Strombedarf aufgrund der Elektrifizierung der Wärme­versorgung vor allem im Winter, die Strom­erzeugung jedoch im Sommer. Da saisonale Stromspeicher aufgrund hoher Umwandlungsverluste und in der Schweiz fehlender Speicherorte (noch) keine geeignete Alternative darstellen, wird der Strom­handel mit den Nachbarländern und der Handel synthetischer Brennstoffe mit Partnern im Ausland immer wichtiger. Schon heute ist die Schweiz in den Winter­monaten auf Strom­importe angewiesen. Ob Stromimporte auch künftig möglich bleiben, ist unklar und hängt von der Entwicklung der Strom­erzeugung und -nachfrage in den Nachbarländern sowie den politischen Rahmen­bedingungen ab.

Die vier Schweizer Nachbar­länder – Deutschland, Frankreich, Italien und Österreich – sind alle Teil der EU und verfolgen mit dieser das Ziel der Klimaneutralität bis 2050. Dieses Ziel ist Teil des «European Green Deal» und ist im europäischen Klimagesetz verankert, ebenso wie die rechtsverbindliche Verpflichtung, die Netto- Treib­haus­gas­emissionen bis 2030 um mindestens 55% gegenüber 1990 zu senken. Die Kommission hat im Juli 2021 ihr Gesetzespaket «Fit for 55» zur Umsetzung dieser Ziele vorgelegt. Ein Teil des Pakets ist der verbind­liche Anteil von erneuer­baren Energien am Energiemix der EU von 17,4% (Stand 2020) auf 40% zu erhöhen. Als Reaktion auf den Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine hat die EU am 18. Mai 2022 den RepowerEU-Plan vorgestellt, mit dem Ziel, die Abhängigkeit von Importen von fossilen Brenn­stoffen aus Russland zu beenden. Teil des Plans ist die Anhebung des Anteils von erneuer­baren Energien am Energiemix um weitere 5% auf 45% sowie eine EU-Solar­strategie, mit dem Ziel, die installierte PV-Kapazität bis 2030 auf 600 GW zu erhöhen. Während kein explizites Ausbauziel für on- und offshore Windparks genannt wird, gehen die Szenarien der Entso-E von einer installierten Windkraft­kapazität von über 1 TW aus. Bild 1 zeigt die installierte Strom­erzeugungs­kapazität für die Nachbar­länder basierend auf dem Entso-E «Global Ambition Scenario» (links) und die Schweiz basierend auf unseren eigenen Szenarien (rechts) von heute bis 2050. Man beachte den enormen Unterschied in der Skala der Y-Achse – die Schweiz produziert «nur» 2,5% des Stroms in Europa.

Modellie­rungs­plattform für Energie­systeme

Am Energy Science Center der ETH Zürich haben wir mit der Plattform «Nexus-e», mit der sich Energiesysteme modellieren lassen, den Einfluss des enormen Umbaus des Europäischen Stromsystems auf die Schweiz untersucht. In unserem Basisszenario²⁾ sehen wir, dass ein Schweizer Stromsystem basierend auf einem Mix aus Wasserkraft und Solarstrom im Normalfall³⁾ die inländische Nachfrage zu einem grossen Teil decken kann und dass der restliche Bedarf mit Wind, Biomasse (vor allem Kehricht­verbren­nung) und Importen gedeckt werden kann. Zusätzlich kann die Schweiz den über­schüssigen Strom aus PV und Laufwasserkraft im Sommer exportieren. Abregelungen können zu einem grossen Teil vermieden werden. Der Grund, warum der Strom­handel mit den Nachbarländern auch in Realität (und nicht nur in unseren Szenarien) so gut funktionieren könnte, ist, dass die Nachbarländer die Windkraft massiv ausbauen wollen (Bild 1) und diese mit der Solar­strom­erzeugung saisonal gut harmoniert. So erzeugen Windparks mehr Strom im Winter und PV-Anlagen mehr Strom im Sommer. Bild 2 zeigt die monatliche Strom­erzeugung 2050 in den Nachbarländern (gemäss Entso-E-Szenarien) und in der Schweiz (eigene Berechnungen).

Im Hinblick auf den RepowerEU-Plan haben wir untersucht, was ein noch schnellerer Ausbau von erneuerbaren Energien in den Nachbarländern⁴⁾ für die Schweiz bedeuten würde. Resultat: Zunächst reduziert die zusätzliche Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie mit ihren niedrigen marginalen Kosten die Preise auf dem Strommarkt.⁵⁾ Strom­handelspreise sinken vor allem in Stunden mit viel Wind und hoher Sonneneinstrahlung, wodurch weitere Investitionen in diese Technologien weniger rentabel werden. Ein solcher «Kannibalisierungseffekt» ist auch in unseren Szenarien sichtbar: Je mehr erneuerbare Energien die umliegenden Länder zubauen, desto geringer fällt in unseren Szenarien der Zubau in der Schweiz aus. Inländische und ausländische Anlagen konkurrieren also miteinander. Dies gilt vor allem für Windkraftanlagen, welche auf dem freien Markt agieren und direkt von Preissignalen auf dem Markt betroffen sind. Photovoltaik auf Dächern ist hingegen meist nur indirekt betroffen, da die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen vorwiegend vom vermiedenen Strombezug aus dem Netz abhängt und Stromtarife über das Jahr konstant sind.⁶⁾

Für Technologien, welche die Flexibilität des Stromsystems erhöhen, sehen wir eine ähnliche Abhängigkeit von Entwicklungen im Ausland. Je mehr Flexibilität im Ausland vorhanden ist, wie gesteuerte Ladevorgänge von Elektro­fahrzeugen, desto weniger wird in neue inländische Flexibilität investiert und desto geringer ist die Auslastung von bestehenden Flexibilitäts­optionen wie Pump­speicher­kraft­werken. Wie bei dezentraler Photo­voltaik ist auch die Profitabilität von Solar­strom­speichern nur indirekt betroffen.

Gaspreise und der Effekt auf das Stromsystem

Der Ukrainekrieg hat auch den Anstieg von Gaspreisen verschärft. Während Gaspreise schon seit letztem Sommer ansteigen, tragen die Unsicherheiten über die kurzfristige Verfügbarkeit von Gas in Europa die Preise weiter an. Um besser zu verstehen, was steigende Gaspreise für das Schweizer Stromsystem bedeuten, haben wir Szenarien⁷⁾ für die kurz- und langfristigen Auswirkungen erstellt und analysiert.

Wir sehen vier kurzfristige Effekte von hohen Gaspreisen für das Schweizer Stromsystem: Erstens, wenn wir die Gaspreise von 30 €/MWh im Basisszenario auf 100 €/MWh erhöhen, steigen die Strompreise auf mehr als das Doppelte an. Im Vergleich zu den historischen Day-ahead-Preisen unterschätzen wir im Modell damit sogar die Preise (Bild 3a). Ein Grund hierfür ist, dass wir die aktuellen Ausfälle der französischen Kernkraftwerke aufgrund notwendiger Revisionen unberück­sichtigt lassen. Der zweite Effekt ist eine stärkere Auslastung von anderen Flexibilitäts­optionen wie Pump­speicher­kraft­werken. Diese ersetzen teure Spitzenlast-Gaskraftwerke im Ausland, um stündliche und tägliche Schwankungen auszugleichen. Drittens, die Gesamtkosten des Schweizer Stromsystems sinken leicht, da inländische Stromerzeuger wie Pumpspeicherkraftwerke von hohen Strompreisen profitieren. Zusätzlich sehen wir einen Ersatz von Gas durch Braun- und Steinkohle, wo und wenn möglich – trotz der Annahme von höheren CO₂-Zertifikatspreisen. Steigende Gaspreise führen also auch in unseren Szenarien zu einem «Revival» des Kohlestroms, und das nicht nur aus Sicht der Versorgungs­sicherheit, sondern auch aus einer ökonomischen Sicht (Bild 3b).

Würde der Gaspreis langfristig auf diesem hohen Niveau bleiben, reagiert in unseren Szenarien die Schweiz auf die hohen Strompreise und baut die inländische Erzeugungs­kapazität schneller aus. So würden bereits bis 2030 2 GW Wind und 11,2 GW PV installiert. Durch diesen Ausbau kann auch ein Anstieg der Gesamt­system­kosten abgemildert werden.

Trotz der aktuellen Krise ist ein klares «Nein» zu Erdgas-Kraftwerken von den Regierungen in Europa jedoch nicht zu hören. Während in der Schweiz Spitzenlast-Kraftwerke basierend auf Erdgas zumindest in aktuellen Umfragen von GFS Bern keine Mehrheit mehr finden, wurde Erdgas (und Kernenergie) in den EU-Leitfaden für «grüne» Investitionen im Juli 2022 aufgenommen.

Welche Effekte sehen wir also in unseren Szenarien, wenn Nachbarländer noch stärker auf Gas (mit oder ohne CCS) als Übergangs­lösung setzen? In 2030 weist die von Gas geprägte Versorgung einen um durchschnittlich 20% höheren Strompreis auf als im Basisszenario, weil Kraftwerke basierend auf fossilem und synthetischem Gas deutlich höhere marginale Strom­erzeugungs­kosten aufweisen als erneuerbare Stromquellen. Wenn wir zusätzlich die heutigen Preise für Erdgas und CO₂ für 2030 annehmen, steigt der durch­schnittliche Strompreis sogar um 240% an (Bild 4a). Dieser höhere Strompreis führt in unseren Szenarien zu einem Anstieg von inländischen Strom­erzeugungs­einheiten. Im Gegensatz zu rein höheren Gaspreisen treibt eine von Gas geprägte Versorgung in den Nachbar­ländern die Gesamt­system­kosten in die Höhe (Bild 4b).

Auswirkungen eines fehlenden Strom­abkommens

Die Abhängigkeit vom Ausland findet nicht nur über die Preise auf dem Strommarkt statt, sondern auch über die Möglichkeit, zu importieren und zu exportieren. Ob und wann die Schweiz Strom importieren kann, hängt neben der Verfügbarkeit von Strom im Ausland auch von der Regulierung des europäischen Strom­handels ab. Das Clean Energy Package, welches 2020 in Kraft getreten ist, legt die Regeln für den Strom­handel und den technischen Netzbetrieb fest. Es schreibt vor, dass bis Ende 2025 alle europäischen Übertragungsnetzbetreiber mindestens 70% der relevanten Stromnetz­kapazitäten für den grenz­über­schrei­tenden Handel zur Verfügung stellen. Allerdings ist bis jetzt nicht geregelt, wie Drittstaaten wie die Schweiz in das 70-%-Kriterium einbezogen werden sollen. Im Extremfall könnten dadurch die grenz­über­schrei­tenden Kapazitäten in Richtung Schweiz und somit auch der Strom­handel begrenzt werden. Sollte es zu solch einer Einschränkung der heutigen Handelskapazität kommen, wäre in unseren Szenarien ein verstärkter Zubau von erneuerbarer Stromerzeugung in der Schweiz notwendig, um die inländische Stromnachfrage zu decken. Eine steigende Abregelung der Anlagen durch limitierte Exportmöglichkeiten sehen wir kaum, weil die inländischen Pump- und Batteriespeicher Stromspitzen in den Mittagsstunden abfangen und den Strom in der Nacht nutzen. Über das Jahr gesehen nehmen Importe daher stärker ab als Exporte, wodurch die Strom­handelsbilanz positiv wird.

Es könnte jedoch auch ganz anders kommen. Aufgrund eines fehlenden Stromabkommens mit der EU versucht die Schweizer Netzbetreiberin Swissgrid, privatrechtliche Verträge mit den europäischen Übertragungsnetzbetreibern abzuschliessen. So konnte kürzlich bereits eine Vereinbarung mit der Region Italien Nord abgeschlossen werden. Eine Vereinbarung mit den Übertragungsnetzbetreibern der Core-Region, welche 13 EU-Mitgliedstaaten umfasst, wird derzeit verhandelt. Sollten bilaterale Verträge mit allen europäischen Stromnetzbetreibern abgeschlossen werden, könnte es sogar zu einer Erhöhung des erlaubten grenz­über­schrei­tenden Strom­handels kommen.⁸⁾

Dies ist nicht ganz unwahrscheinlich, denn ein funktionierendes Schweizer Stromnetz ist für die Nachbarländer wichtig. Die Schweiz ist mit 41 grenz­über­schrei­tenden Verbindungen des Übertragungsnetzes mit den Nachbarländern verbunden und damit auch ein Stromtransitkorridor: 10% des Stroms, der zwischen den europäischen Ländern ausgetauscht wird, fliesst durch die Schweiz. Zusätzlich helfen Pumpspeicherkraftwerke in der Schweiz, fluktuierende Stromerzeugung und -nachfrage in ganz Europa auszugleichen.

Wir haben auch die Möglichkeit einer Erhöhung der grenz­über­schrei­tenden Kapazitäten betrachtet. In unseren Szenarien führt ein Ausbau des Strom­handels zu weniger inländischer Stromerzeugungskapazität und mehr Importen, jedoch auch zu geringeren Gesamtkosten. Strom­handel führt also zu geringeren Kosten, die unterschiedlichen volkswirtschaftlichen Effekte von inländischen Investitionen und Importen aus dem Ausland sollten jedoch auch berücksichtigt werden.

Im Herzen eines (energie-)unab­hängi­geren Europas

Im Winter 2020/21 importierte die Schweiz 2 TWh Strom⁹⁾ von den europäischen Nachbarn Frankreich, Deutschland, Italien und Österreich, jedoch auch (pro Jahr) das 100-fache, also 200 TWh, an anderen Primär­energie­trägern (vorwiegend Rohöl, Erdgas, Benzin, Kerosin und Uran) aus Ländern wie Russland, Libyen und Nigeria. Die Elektrifizierung des Energiesystems ermöglicht der Schweiz – und ganz Europa – eine Reduktion der Abhängigkeit von fossilen Primär­energie­trägern und deren Importen, eine höhere politische Unabhängigkeit sowie eine Reduktion der Treibhausgasemissionen.

Eine Zusammenarbeit innerhalb Europas ist dafür erforderlich. Länder mit einer hohen Bevölkerungsdichte wie die Schweiz haben schlicht nicht die verfügbaren Ressourcen, um das Ziel der Energieautarkie mit der Erhaltung von Landwirtschaft und Biodiversität in Einklang zu bringen; andere Länder Europas mit mehr ungenutzter Fläche und mehr Ressourcen für erneuerbare Energien wie das sonnenreiche Spanien dafür schon, und können so Defizite innerhalb Europas ausgleichen. Für ein erfolgreiches Miteinander ist ein gegenseitiges Verständnis zwingend. So hat nicht jedes Land in Europa die gleichen Heraus­forde­rungen. Während die Schweiz mit ihrem Fokus auf Wasser- und Sonnenkraft ein saisonales Ungleichgewicht hat, ist die Heraus­forde­rung in Deutschland der Ausgleich der stündlichen, täglichen und wöchentlichen Schwankungen in der Stromerzeugung aus Sonnen- und Windkraft (ohne die Flexibilität der Wasserkraft). Während ein vollständig energieautarkes Europa laut Studien zwar möglich ist, ist es aber nicht zwingend erforderlich. Ein diversifizierter Handel beispielsweise von synthetischen Kraftstoffen mit Partnern aus der gesamten Welt sollte immer auch Teil einer zuverlässigen Energieversorgung sein.

Die Schweiz muss den eingeschlagenen Weg nun weitergehen und CO₂-intensive Treib- und Brennstoffe sukzessive aus dem Energiesystem verdrängen. So ist auch die Verantwortung der aktuellen Gas- und Stromkrise nicht der Energiewende oder den erneuerbaren Energien zuzuordnen. Sie ist vielmehr auf die limitierte Verfügbarkeit von Gas aufgrund über Jahrzehnte gewachsener energiepolitischer Abhängigkeit und notwendige Revisionen veralteter Kernkraftwerke in Frankreich zurückzuführen. Die hohen Strompreise können auch als eine Chance gesehen werden: Sie machen Investitionen in Stromerzeugung profitabler. Regulatorische und politische Rahmenbedingungen müssen nun angepasst werden, damit diese Chance nicht ungenutzt bleibt. Investitionen z. B. in alpine und Agri-PV-Anlagen müssen ermöglicht werden und Einspeisevergütungen für kleinere PV-Anlagen auf Dächern den Realitäten auf dem Strommarkt angepasst werden.

Link

• nexus-e.org

Der Autor möchte sich bei Pranjal Jain und dem gesamten Nexus-e-Team für die Unterstützung in der Entwicklung der Szenarien bedanken.

^₁₎ Siehe Analyse.

²⁾ Installierte Erzeugungskapazitäten in den Nachbarländern basierend auf dem Entso-E TYNDP Scenario «Global Ambition», wichtigste Annahmen und Daten sind im Nexus-e Input Data Report beschrieben.

³⁾ In diese Szenarien fokussieren wir uns auf ein Wetterjahr, und Kraftwerke fallen ausser für geplante Revisionen nicht aus. Extremszenarien mit Kombinationen von verschiedenen Wetterjahren für Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien, unterschiedlichem Wärmebedarf im Winter und Ausfällen von Kraftwerken sind in diesem Normalfall nicht berücksichtigt.

⁴⁾ Die Nachbarländer erzeugen darin 50% mehr Strom aus Windkraft und PV als im Basisszenario.

⁵⁾ Der Marktpreis wird über das Prinzip der «Merit Order» bestimmt, ein nach den marginalen Kosten der Stromerzeugungseinheiten sortiertes Stromangebot. Der Schnittpunkt zwischen diesem sortierten Stromangebot und der Nachfrage bestimmt die letzte Stromerzeugungseinheit, die zur Deckung der Nachfrage verwendet wird. Der Marktpreis wird gleich den marginalen Kosten dieser letzten Stromerzeugungseinheit gesetzt.

⁶⁾ In der Schweiz werden PVA grösstenteils auf Wohn- und Dienstleistungsgebäuden mit einer Nennleistung von unter 100 kW installiert. Unter aktuellen regulatorischen Bedingungen hängt die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen vorwiegend vom Eigenverbrauch und dem vermiedenen Strombezug aus dem Netz ab. Die meisten Endkunden fallen im regulierten Markt (bis 100 MWh) unter die Tarife der Basisversorgung, welche konstante Preise über das Jahr verrechnen und mehr als 100% für die Netznutzung und Abgaben auf die Strombeschaffungskosten aufschlagen müssen. Daher kommen Veränderungen in den Strom­handelspreisen nur abgeschwächt beim Endkunden an, tägliche oder saisonale Schwankungen zumeist gar nicht.

⁷⁾ Veränderung zum Basisszenario: Gaspreise: 90 statt 25 €/MWh CO2-Preise: 90 statt 35 €/t CO₂.

⁸⁾ So gehen auch die Entso-E TYNDP Szenarien von einem Ausbau des Strom­handels aus, siehe hierfür auch powerswitcher.axpo.com.

⁹⁾ Hiermit sind 2 TWh Netto-Importe gemeint. Insgesamt importierte die Schweiz 18 TWh Strom aus dem Ausland, exportierte jedoch auch 16 TWh über den gleichen Zeitraum.