Mut zur Stromlücke?

Themenbereich: Dezentralisierung | Power-to-X | Versorgungssicherheit

by 16. Mai 2022

Im Jahr 2007 haben die Schweiz und die EU die Verhandlungen über ein Stromabkommen aufgenommen. Seit 2018 liegt es auf Eis. Der Grund: der Abschluss wird vom institutionellen Abkommen abhängig gemacht.

Anfang 2020 liess das BFE die möglichen Auswirkungen auf die Netz- und Versorgungsicherheit untersuchen. Die entsprechende Studie wurde von der ElCom, Swissgrid und dem Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE begleitet. Durchgeführt wurde sie von Frontier Economics in Kooperation mit der TU Graz. Noch während der Studienlaufzeit hat der Bundesrat die Verhandlungen über das Rahmenabkommen abgebrochen. Ein Stromabkommen ist damit in die Ferne gerückt1.

Drohen uns nun Versorgungsunsicherheit oder gar Blackouts? Und welche Lösungen gibt es, um solche Szenarien zu verhindern? Dem gehen wir nach, wobei wir sowohl wissenschaftliche als auch persönliche Meinungen von allthisfuture wiedergeben.

Versorgungssicherheit dank Kooperation

Die Schweiz ist eng mit dem europäischen Übertragungsnetz verbunden. Diese Verknüpfung ist zentral für eine wirtschaftliche Stromversorgung. Dank 40 grenzüberschreitenden Leitungen können wir Strom bedarfsgerecht importieren und exportieren. Das geht auch mit einer Herausforderung einher: durch die Schweiz fliessen Transite unserer Nachbarn. Solche können unser Netz erheblich belasten – besonders, wenn sie ungeplant sind. Es ist davon auszugehen, dass diese Belastung künftig steigt. Ein Grund ist unter anderem das sogenannte Clean Energy Package. Seit 2020 in Kraft, definiert es neue Regeln im Stromhandel und Netzbetrieb. Ziele sind der verbesserte Austausch und die Glättung von Strompreisdifferenzen innerhalb der EU. Ohne ein Stromabkommen kann die Schweiz bei der Festlegung von Regeln nicht mitreden. Sie wird als Zuschauerin an die Seitenlinie verbannt, von wo aus sie einen immer dynamischeren Markt beobachten muss. Ausgeschlossen ist die Schweiz ohne Abkommen auch vom Flow Based Market Coupling FMBC, welches Marktgebiete verknüpft, Systeme vereinheitlicht oder Preisunterschiede glättet. Seitens Stromunternehmen wirkt sich das auf die Handelskosten aus. Gleichzeitig ist mit mehr ungeplanten Stromflüssen und Netzengpässen zu rechnen,womit Swissgrid noch mehr eingreifen muss. Weitere Auswirkungen betreffen den Zugang zu Handelsplattformen für Regelenergie, Reserven und Systemen zur Frequenzstabilität. Möglicher Lichtblick: Ein Grundlagenvertrag europäischer Übertragungsnetzbetreiber sieht vor, dass Swissgrid selbst mit europäischen Netzbetreibern verhandeln kann. So könnte man auch ohne Stromabkommen zumindest die grenzüberschreitende, technische Koordination sicherstellen2.

Szenarien vom Worst Case bis zum Stromabkommen

Innerhalb der Studie wurden vier Szenarien untersucht.

  • Der Status Quo geht von der Fortführung bestehender Vereinbarungen aus. Das Szenario ist rein theoretisch und keine Handlungsoption, weshalb wir es an der Stelle vernachlässigen. Schliesslich entwickelt sich auch die Regulierung der EU laufend weiter.
  • Szenario S1 geht von keinerlei Stromzusammenarbeit mit unseren Nachbarn aus und entspricht dem Worst Case. Die Übertragungskapazitäten der Schweiz würden so stark eingeschränkt, dass sie die 70 %-Regel nicht erfüllen könnte. Die Regel besagt, dass Mitglieder 70 Prozent der Kapazität von Netzelementen für den grenzüberschreitenden Stromhandel bereitstellen müssen.
  • Szenario S2 kommt in zwei Varianten. In Variante a wird der FBMC-Handel durch Redispatch-Massnahmen gestützt und weniger eingeschränkt. Variante b sieht eine Reservierung von Grenzkapazitäten zwischen der Schweiz und Italien (Net Transfer Capacity NTC) zu Lasten des FBMC-Handels vor.
  • Szenario S3 entspricht dem ursprünglich geplanten Stromabkommen. Bei einem solchen sind die Regulierungsvorgaben der EU anwendbar. Man ist am FBMC und den sogenannten Allokationsmechanismen beteiligt. Es wird so gehandelt, dass Preisdifferenzen geglättet werden und die Wohlfahrt der Teilnehmerregionen maximiert wird.

Alle Szenarien gehen vom plangemässen Ausbau zum «Strategischen Netz 2025» aus. Bestandteil aller Szenarien ist auch eine Stressituation. Diese sieht vor, dass beide Reaktoren von Beznau und ein Drittel der französischen KKW nicht verfügbar sind. Das ist eher unwahrscheinlich aber steht beispielshaft für den gravierendsten Versorgungsengpass3.

Bewertet man also die Szenarien, gilt es, den einkalkulierten Engpass zu berücksichtigen oder zu nennen.

Die schwankende Verfügbarkeit hat auch mit dem zunehmenden Alter der französischen KKW zu tun. So ist es etwa im Winter 2016/2017 und 2020/2021 zu tieferen Verfügbarkeiten gekommen4.

Das macht die genannte Stressituation insgesamt plausibler.

Die Kooperationsszenarien werden von Frontier Economics und der TU Graz wie folgt eingeordnet5:

Einordnung der Kooperationsszenarien für die Schweiz

Die Grafik verdeutlich, dass keine Kooperation nicht erstrebenswert ist. Trotzdem wollen wir uns explizit auf dieses Szenario fokussieren. Was würde ein Ausbleiben der Kooperation bedeuten?

Ohne vertraglich abgesicherte, technische Zusammenarbeit, würde die die Versorgungssicherheit geschwächt. Die Importe wären beschränkt und es würde zu ungeplanten Transitflüssen kommen. Im Winter könnte – im Falle einer kritischen Situation – zu wenig Strom importiert werden. Damit ginge ein deutlicher Wohlfahrtsverlust einher. Die Kosten im Vergleich zum Abschluss eines Abkommens wären pro Jahr rund 280 bis 300 Mio. € pro Jahr höher.

Konkret sieht das Szenario wie folgt aus:

  • die Speicherfüllstände würden aufgrund der Energieknappheit rasch absinken
  • In der 6. Kalenderwoche müssten strategische Reserven herhalten, um die Last zu decken
  • Kritisch würde es Ende März, weil Jahresspeicher leer wären und die Schneeschmelze zu dem Zeitpunkt noch nicht einsetzt
  • Die sogenannte Loss of Load Probability (LOLP) tritt am 29. März auf und beträgt 11,4%
  • Ein Kraftwerksausfall hätte zu dem Zeitpunkt drastische Folgen
  • In allen Fällen wäre im oben genannten Stresstest mit 47 Stunden zu rechnen, in denen die Last nicht gedeckt werden könnte
  • Die Energy not Served (ENS) beliefe sich im Schnitt auf 66 GWh/a
  • Extremere Ausfälle von bis zu 500 Stunden Versorgungsunterbrechung wären möglich (Ausfall von mehr als 696 GWh/a)
LOLP und ENS im Szenario "Keine Kooperation"

Die geringeren Importkapazitäten würden die Versorgung somit gefährden. Dies auch aufgrund der Ausserbetriebnahme der Schweizer KKW und der höheren Stromnachfrage in Folge der Dekarbonisierung. Die Stromtransite (Aufgrund des steigenden FBMC-Handels unserer Nachbarn) würden gleichzeitig die Netzbetriebssicherheit gefährden6.

Mögliche Lösungen

Unter Berücksichtigung des Szenarios habe wir verschiedene Lösungsansätze zusammengetragen. Fokussiert haben wir uns insbesondere auf das Szenario einer «Strommangellage». Im Folgenden geht es uns insbesondere um die Sammlung von Lösungsansätzen und weniger um eine exakte (und wissenschaftliche) Potenzialabschätzung.

Import & Export dank Vertragsabschluss mit Übertragungsnetzbetreibern

Einer der «einfachsten» Lösungsansätze wäre ungeachtet unserer Wahl des Szenarios ein Vertragsabschluss zwischen Swissgrid und Übertragungsnetzbetreibern. Konkret wären dies die Kapazitätsberechnungsregionen Italy North ITN (Slowenien, Italien, Frankreich, Österreich) sowie mit CORE (Belgien, Deutschland, Frankreich, Kroatien, Niederlande, Österreich, Polen, Rumänien, Slowakei, Slowenien, Tschechien, Ungarn). Die Regulierungsbehörden der EU müssen einem solchen zustimmen. Anschliessend könnte die Schweiz gemäss Szenario S2 insgesamt 8’690 MW exportieren und eine Importkapazität von maximal 9’310 MW kommerziell nutzen. Die definierte Stresssituation wäre damit bewältigbar7.

Fazit: Der Energiehandel mit Nachbarländern entspricht zumindest für die nächsten Jahren als günstigste Option für ausreichende Flexibilität8.

Temporäre Nutzung von Gaskraftwerken (Wärme-Kraft-Kopplung)

Eine weitere Lösung wäre womöglich die punktuelle Nutzung von Reserve-Gaskraftwerken, mit Betonung auf Reserve. Solche müssen wohl gar nicht erst gebaut werden.

Die Leistung einer Testanlage für Gasturbinen in Birr könnte die Leistung von Beznau I und Beznau II im Fall einer Mangellage kompensieren. Und auch wenn Gaskraftwerke klimapolitisch umstritten sind, besteht die Idee hauptsächlich darin, die Leistungslücken zu kompensieren. Betrieben wird die Anlage von Ansaldo Energia. Sie dient Tests von neuen Turbinenmodellen und -komponenten. Die Anlage ist sowohl ans reguläre Gas-, als auch ans Stromnetz angeschlossen. Die derzeit installierten Turbinen haben eine Leistung von 740 MW. Das reicht theoretisch, um temporären Engpässen entgegenzuwirken. Die Betreiber sind offen für Gespräche, sofern sich die involvierten politischen Exponenten und Behörden bei ihnen melden9.

Systeme zur Energiespeicherung

Das Forum Energiespeicher Schweiz hat mit einer Fokusstudie aus dem Jahr 2018 Wege aufgezeigt, wie die Nachfrage nach Energie trotz saisonalen Angebotsschwankungen gedeckt werden kann. Die Studie zeigt auf, dass die Problematik anhand von Speichern durchaus gelöst werden könnte. Bei der Wahl der Möglichkeiten und Mittel stellt sich aber die Frage, wie hoch die inländische Stromproduktion ausfallen soll und welcher CO2-Senkungspfad verfolgt wird. Potenzial bergen insbesondere Speicherwasserkraftwerke. Zum Zeitpunkt der Durchführung der Studie wurden 8.8 TWh produziert, wobei ein Ausbau um rund 2 TWh als möglich betrachtet wird. Entscheidend ist hier auch, dass die Marktbedingungen so angepasst werden, dass die saisonale Speicherung attraktiver ausfällt. Stationäre Grossbatteriespeicher, die mit dem Netz verbunden sind, speichern derzeit 9 MWh. Zudem läuft ein erstes Projekt mit einem Luftdruckspeicher (CAES) in Biasca. Diese Speicherformen sind eher auf die kurzfristige Speicherung ausgelegt. Die (fossilen) Brenn- und Treibstoffe sind wiederum für den Energiebedarf für die Mobilität und Wärmeversorgung angedacht10.

Wir kommen deshalb zum Schluss, dass insbesondere Wasserkraft entscheidend zur Lösung beitragen kann.

Power-to-X und WKK-Anlagen

Verheissungsvoll scheinen auch Power-to-X-Verfahren. Diese erlauben eine Dekarbonisierung bei gleichzeitigem Ausbau der erneuerbaren Stromproduktion. Die (überschüssige) Elektrizität wird in Wasserstoff, Methan, Methanol oder höherwertigen Kohlenwasserstoff umgewandelt. Diese werden gespeichert und bei Bedarf verstromt. Die Verfahren sind kapitalintensiv und sie weisen erhebliche Umwandlungsverluste auf. Die Re-Elektrifizierung weist beim Wasserstoff einen Wirkungsgrad von weniger als 40 % auf. Die Perspektiven solcher Systeme ist Gegenstand aktueller Forschungsarbeiten der entsprechenden Joint Activity der Swiss Competence Centers for Energy Research (SCCER)11.

Über eine erste Power-to-X Anlage von Limeco haben wir auch im allthisfuture-Blog berichtet. Gemäss Thomas Peyer, dem Leiter Energiedienstleistungen bei Swisspower, könnten die hundert grössten Schweizer Abwasserreinigungsanlagen dank P2G-Anlagen beispielsweise den Energieverbrauch von über 250’000 Personen decken12.

Interessant erscheint uns auch das POWERLOOP-Modell. Unter diesem Namen propagiert ein Verband den massiven Ausbau von Blockheizkraftwerken. Die Energieproduktion erfolgt dabei erneuerbar und dezentral. Da die Bewilligung der Anlagen dank Modularität einfacher ist, können Kapazitäten rascher aufgebaut werden. Die Leistung der mittleren Anlagen reichen dabei von 0.25 bis 10 MW. Die Wirkungsgrade der Anlage sind hoch und sie sind rasch zu- und abschaltbar. Damit können sie zur Stabilisierung des Gesamtsystems beitragen13.

Allgemeine Flexibilisierung der Energienachfrage

Bisher haben sich unsere Betrachtungen hauptsächlich auf die Stromproduktion oder -Speicherung konzentriert.

Denkbar ist auch die Verlagerung des Energieverbrauchs, also sogenanntes Demand Side Management (DSM). Eine Nachfrageverlagerung führt dazu, dass fluktuierend einspeisende, erneuerbare Energie besser genutzt werden kann. Eine Verteilung der Energiemenge über längere Zeit entlastet dabei saisonale Speicher. Modellrechnungen der ETH Zürich für das Jahr 2050 zeigen ein Flexibilisierungspotenzial von 1 bis 2 TWh im Bereich der Warmwasser- und Raumwärmebereitstellung der Verbrauchssektoren. Denkbar sind – neben elektrisch betriebenen Technologien wie Wärmepumpen – kombinierte Systeme, die zur Wärmeerzeugung nicht ausschliesslich Storm, sondern biogenen und fossilen Brennstoff verwenden können. Dank Hybridsystemen kann die Wärmeversorgung in Jahreszeiten mit höherem Strombedarf dank anderen Energieträgern sichergestellt werden14.

Ein Praxisbeispiel dafür ist die Hybrid Box. Sie erlaubt den Betrieb mittels Umweltwärme, Strom, Biogas und (Power-to-)Methan. Dabei erfolgt eine interne und externe Vernetzung15.

Erkenntnisse aus der Studie und der Lösungssuche

Wir sind der Überzeugung, dass eine Integration in den europäischen Strommarkt mit einem erheblichen Wohlfahrtsgewinn verbunden ist. Die technischen Stromabkommen mit den angrenzenden Kapazitätsberechnungsregionen sind aktuell das beste und einfachste Mittel, um die Versorgung kurz- bis mittelfristig sicherzustellen.

Eine Nutzung von (wohlgemerkt vorhandenen) Gaskraftanlagen ist eine weitere Lösung, um in Zeiten wachsender Unsicherheit für Produktionsreserven zu sorgen. Allerdings hat diese Variante erhebliche Umweltauswirkungen. Hier wäre die Untersuchung spannend, ob eine Lösung mittels Power-to-X-Verfahren möglich ist. Womöglich bestehen Ansätze, Gas in grossen Mengen dezentral mittels Power-to-X-Verfahren herzustellen, für den Winter zu speichern und bei Engpässen zu nutzen. Damit könnte man möglicherweise dem verfolgten CO2-Absenkungspfad Rechnung tragen.

Als zusätzlicher Ansatz ist die Produktion von Wasserstoff bei Überkapazitäten der Stromproduktion denkbar. Der Wasserstoff könnte anschliessend direkt vor Ort bei der energieintensiven Prozessindustrie genutzt werden. So könnte beispielsweise die Grundlast auf lokaler Ebene gesenkt werden. Das beispielsweise bei Unternehmen in der Hochtemperaturindustrie. Hier scheint uns wichtig, dass entsprechende Anreizsysteme geschaffen werden. Wir denken hier an eine Art saisonale Stromtarifierung. Und – wie so oft – lohnt es sich gleich mehrere Ansätze parallel zu verfolgen. Das trifft gerade dann zu, wenn sie auch zur Dekarbonisierung beitragen. So sollte beispielsweise der Ausbau von Fernwärme voranschreiten, was zusätzliche Kapazitäten zur Schliessung von Lücken frei macht. Hier geht das der schweizerische Fachverband POWERLOOP mit seinem dezentralen Ansatz in eine spannende Richtung.

All diese und weiter Massnahmen können dafür sorgen, dass OSTRAL – die Organisation für Stromversorgung in ausserordentlichen Lagen – nie eine Krisensituation managen muss16.

Denn davon haben und hatten wir genug.

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Quellen

  1. Stromversorgungssicherheit Schweiz 2025, Studie beauftragt von ElCom und BFE, Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom, Fachsekretariat, Bern, Oktober 2021
  2. Stromversorgungssicherheit Schweiz 2025, Studie beauftragt von ElCom und BFE, Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom, Fachsekretariat, Bern, Oktober 2021
  3. Stromversorgungssicherheit Schweiz 2025, Studie beauftragt von ElCom und BFE, Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom, Fachsekretariat, Bern, Oktober 2021
  4. Analyse Stromzusammenarbeit CH-EU, Schlussbericht, Frontier Economics, September 2021
  5. Analyse Stromzusammenarbeit CH-EU, Schlussbericht, Frontier Economics, September 2021
  6. Analyse Stromzusammenarbeit CH-EU, Schlussbericht, Frontier Economics, September 2021
  7. Stromversorgungssicherheit Schweiz 2025, Studie beauftragt von ElCom und BFE, Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom, Fachsekretariat, Bern, Oktober 2021
  8. Fokusstudie «Saisonale Flexibilisierung einer nachhaltigen Energieversorgung der Schweiz», Forum Energiespeicher Schweiz, Dezember 2018
  9. https://www.srf.ch/news/schweiz/gaskraftwerke-gegen-stromluecke-gaskraftwerk-koennte-zwei-akw-ersetzen-theoretisch
  10. Fokusstudie «Saisonale Flexibilisierung einer nachhaltigen Energieversorgung der Schweiz», Forum Energiespeicher Schweiz, Dezember 2018
  11. Fokusstudie «Saisonale Flexibilisierung einer nachhaltigen Energieversorgung der Schweiz», Forum Energiespeicher Schweiz, Dezember 2018
  12. https://www.limeco.ch/de/aktuell/pressemitteilungen/leuchtturmprojekt_power-to-gas-anlage
  13. https://powerloop.ch/wp-content/uploads/2022/03/dezentrale-WKK-vs-zentrale-Gasturbinen_D.pdf
  14. Fokusstudie «Saisonale Flexibilisierung einer nachhaltigen Energieversorgung der Schweiz», Forum Energiespeicher Schweiz, Dezember 2018
  15. https://www.hybridbox.com/
  16. https://www.ostral.ch/de
Fabian Wyssmann

Fabian Wyssmann

Schreiberling von allthisfuture und Cleantech-Enthusiast. Er hat mehrjährige Start-up-Erfahrung und führt mittlerweile eine eigene Themenagentur. Wenn er mal nicht arbeitet, schaut er Star Wars oder verbringt Zeit mit seiner Partnerin, Familie und Freunden.