Autoren: Bernhard Suter, Jörg Hofstetter —

Wir haben kürzlich ein Szenario vorgestellt, wie die Schweiz den Stromverbrauch bis 2050 mehrheitlich aus erneuerbaren Quellen wie Sonne, Wind und Wasser decken könnte (”Erneuerbare Ausgewogen”). Dies ist technisch ohne weiteres möglich, braucht aber im Vergleich zu heute eine Intensivierung des politischen Willens.

Was ist der wahrscheinlichste “Plan B” wenn wir es nicht schaffen, bis dann den nötigen politischen Willen zu mobilisieren?

Neben erhöhten Stromimporten sind Gaskraftwerke vermutlich die einzige Technologie, welche schnell und fast überall im grossen Stil gebaut werden könnte.

Wir gehen davon aus, dass in den nächsten 10–25 Jahren nur Technologien eine zentrale Rolle spielen können, die schon heute eine entsprechende industrielle Reife (TRL 8+) und wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit erreicht haben und heute bereits im grossen Stil eingesetzt werden. So ist es nicht anzunehmen, dass z.B. saisonale P2X oder Wasserstoff-Speicher in diesem Zeitraum eine grosse Rolle spielen werden.

Gaskraftwerke sind sehr flexibel und produzieren nur genau dann, wenn sie gebraucht werden. Gaskraftwerke sind aber im Betrieb wegen der CO₂‑Abgaben und relativ hohen Gaskosten auch heute schon eher teuer und dienen als Lückenbüsser und Produzenten der letzten Instanz.

Das heisst, dass schon heute und auch in Zukunft Gaskraftwerke immer stillstehen, sobald es irgendwo im Netz billigeren Strom gibt, insbesondere aus erneuerbaren Quellen wie Sonne, Wind und Wasser oder auch Batterien. Denn dies ist das Prinzip, nach dem die Strom-Börse funktioniert – es kommen zu jedem Zeitpunkt immer diejenigen Kraftwerke zum Zug, welche die tiefsten Gebote abgeben, bis dass die Nachfrage gedeckt ist (”Merit Order”).

Weil damit Gaskraftwerke immer seltener im Betrieb sind und sich die Fixkosten nur noch auf wenige Betriebsstunden amortisieren lassen, rentiert der Bau von neuen Gaskraftwerken heute oft schon nicht mehr und diese müssen für den Stand-by-Betrieb bezahlt werden.

Dafür gibt es im europäischen Stromsystem zwei Modelle:

• Eine strategische Reserve, bestehend aus Kraftwerken, welche nicht am Strommarkt teilnehmen, sondern nur in extremen Notlagen zum Einsatz kommen und deren gesamte Kosten von der Allgemeinheit übernommen werden müssen.
• Ein Kapazitätsmarkt, in dem am Strommarkt teilnehmende Kraftwerke von der Allgemeinheit dafür bezahlt werden, immer und jederzeit für die Produktion bereit zu stehen (Pikettdienst). Der Zweck eines Kapazitätsmarktes ist, dass in einem Netz langfristig genügend Turbinenleistung vorhanden ist, um jederzeit den Bedarf zu decken.

Besonders für ein Netz mit viel Stromproduktion aus variablen Erneuerbaren wie PV und Wind braucht es regelmässigen Zugriff auf Backup-Kapazität. Damit auch bei einer sogenannten ‚Dunkelflaute‘ – also wenn der Strombedarf hoch ist, aber Sonne und Wind tagelang kaum Energie liefern – jederzeit ausreichend Strom verfügbar ist.

Die Schweiz und Österreich (beides Alpenländer mit viel Wasserkraft) haben eine strategische Reserve, während Deutschland, Frankreich und Italien einen Kapazitätsmarkt haben.

Dank der existierenden Speicher-Wasserkraftwerke hat die Schweiz bereits mehr als genug flexibel abrufbare Turbinenleistung, um bei Bedarf mehr als den maximalen Stromverbrauch zu decken. Wobei das Wasser in den Stauseen vor allem im Winter bei voller Leistung nur ein paar Wochen lang reichen würde. Die Schweiz hätte also auch im schlimmsten Fall keinen Mangel an Produktionskapazität, sondern höchstens ein langfristiges Defizit an Stromerzeugung im Winter (”Winterstromlücke”).

Was würde dies also bedeuten für die Schweiz für eine Zukunft, in der die letzten AKWs abgeschaltet werden, aber die ambitionierten Ausbauziele für die Erneuerbaren (noch) nicht erreicht worden sind?

Das wahrscheinlichste und vermutlich auch vernünftigste Szenario ist, dass zusätzliche Gaskraftwerke gebaut werden, welche aber praktisch nie laufen werden, weil stattdessen billigerer Strom aus dem Ausland importiert wird. Im besten Falle wäre dies billiger, überschüssiger Windstrom, im schlimmsten Falle teurer Gasstrom.

Markt oder Reserve?

Diese neuen Kraftwerke wären vermutlich Reservekraftwerke, wie es bereits im Plan des BfE vorgesehen ist. Da die Schweiz kein Potenzial für grosse Gasspeicher hat, müssten diese mit flüssigen Treibstoffen betrieben werden, welche in grossen inländischen Tanklagern für den Notfall gespeichert werden.

Da solche Reservekraftwerke voraussichtlich fast nie laufen würden, fallen die Brennstoffkosten kaum ins Gewicht und es könnten sehr teure CO₂‑neutrale synthetische oder biogene Brennstoffe verwendet werden. Für die heutigen Projekte vorgesehen sind zum Beispiel Bio/e‑Methanol oder HVO (Hydrogenated Vegetable Oil).

Der Axpo Energy Report zum Thema Gaskraftwerke propagiert stattdessen die Idee von Marktkraftwerken. Die Idee scheint auf den ersten Blick faszinierend: Anstatt dass die Allgemeinheit ein meist unbenutztes Reservekraftwerk voll und ganz finanzieren muss, warum nicht durch regelmässigen Betrieb mindestens etwas Geld verdienen? Statt der billigsten Art von Gasturbinen (siehe Exkurs unten) können Hochleistungskraftwerke mit fast doppelt so hohem Wirkungsgrad gebaut werden – das wäre ja auch gut für die Umwelt?

Beim genauen Hinsehen stellen sich jedoch Fragen. Ein solches Kraftwerk würde im Prinzip Gas aus dem Ausland importieren und einen guten Teil des Stroms wieder exportieren, wenn die Windkraft in Europa gerade schwach ist. Damit dies im Strommarkt auch funktioniert, müssten die Schweizer Gaskraftwerke auch mindestens so stark subventioniert werden, wie es die Kapazitätszahlungen in unseren Nachbarländern tun.

Ein CO₂‑neutraler Betrieb wäre bis auf Weiteres viel zu teuer, um auf dem Markt konkurrenzfähig zu sein. Im Gegenteil: Solche Kraftwerke müssten vermutlich von der zusätzlichen schweizerischen CO₂‑Steuer befreit werden (nur ETS‑Zertifikate) sowie von anderen Regeln, welche strenger sein könnten als im Ausland.

Da die Schweiz ja eigentlich keinen Mangel an Kapazität (maximal abrufbare Turbinenleistung) hat, könnte es politisch schwierig sein, einen Kapazitätsmarkt aufzubauen, nur damit ein oder zwei Gaskraftwerke mit der ausländischen Konkurrenz mithalten können.

Der Bau eines grossen modernen Hochleistungskraftwerks wäre in der Schweiz vermutlich signifikant teurer als der Bau von kleineren, modularen Reservekraftwerken, wo die Effizienz und optimale Standortwahl weniger eine Rolle spielen. Auch die zusätzlichen Einnahmen aus der Stromproduktion im Markt könnten vermutlich die höheren Fixkosten nicht wettmachen.

Politisch wäre ein grosses Gas-Dampfkraftwerk vermutlich noch weniger populär, als es die Reservekraftwerke ohnehin schon sind. Besonders wenn dieses, um am Markt eine Chance zu haben, nicht CO₂‑neutral betrieben würde und trotzdem noch weitere Subventionen bräuchte.

Niemand kann die Zukunft voraussagen, aber im Vergleich zu der geplanten strategischen Reserve scheint der Bau von Marktkraftwerken ein riskantes Abenteuer mit unsicheren Gewinnchancen. Jedenfalls, wenn auch in Zukunft die Schweiz mindestens so eng in das europäische Stromnetz eingebunden ist wie heute.

Fazit

Die wahrscheinlich vernünftigere Lösung wäre also, weiterhin auf eine strategische Reserve zu setzen und diese je nach Grösse des strukturellen Defizits («Winterstromlücke») weiter als Versicherung aufzubauen. Je nachdem, wie erfolgreich unsere Nachbarn bis dann den Ausbau der Erneuerbaren vorangetrieben haben, können wir zeitweilig überschüssigen Windstrom billig importieren oder wir müssen öfter teuren Gasstrom importieren. Auch im schlimmsten Fall wäre es vermutlich billiger, Strom aus Gaskraftwerken zu importieren, welche ohnehin schon durch die Kapazitätsmärkte in unseren Nachbarländern finanziert werden, als stattdessen das Gas zu importieren und damit im Inland den selben Strom zu produzieren.

Gaskraftwerke in Verbindung mit einheimischen Brennstoffreserven könnten also ohne weiteres eine sichere Stromversorgung garantieren, auch wenn wir die ambitionierten Ausbauziele für die Erneuerbaren nicht erreichen. Andererseits riskieren wir damit, dass wir unsere Klimaziele gefährden.

Anhang: Was ist ein Gaskraftwerk?

Aus technischer Sicht gibt es verschiedene Varianten von Gaskraftwerken:

• Gasmotoren: Für kleinere bis mittlere Leistungen eignen sich auch modifizierte grosse Dieselmotoren (z.B. Schiffsdiesel), die auch mit Erdgas zur stationären Stromerzeugung benutzt werden können. Diese sind in der Regel etwas teurer als Turbinen, können aber schneller starten, haben einen besseren Wirkungsgrad von bis zu 50% im Vergleich zu den 30–40 % einer einfachen Gasturbine und laufen viel effizienter unter Teillast. Gasmotoren sind daher besonders populär als schnelle, flexible Backup-Kraftwerke oder als Notstromaggregate.
• Gasturbinen: Die einfachsten, klassischen Gasturbinen sind stationäre Varianten grosser Flugzeugtriebwerke – sogenannte aero-derivative Gasturbinen. Die 34MW TM2500 mobilen Gasturbinen, welche zeitweilig im Notkraftwerk Birr eingesetzt wurden, basieren auf dem GE CF6 Triebwerk wie z.B. für die B-747 Jumbo-Jet. Diese sind in der Regel pro MW Leistung die billigsten Generatoren und werden trotz der tiefen Wirkungsgrade z.B. für Not- und Reservekraftwerke eingesetzt.
• Kombi-Gasturbinen: Die grossen, spezialisierten Heavy-Duty Gasturbinen sind die Rekordhalter in der Effizienz für thermische Kraftwerke mit bis zu 64% Wirkungsgrad. Diese wird erreicht durch einen Gas & Dampf Kombi-Betrieb, bei dem mit den heissen Abgasen der Gasturbine eine weitere Dampfturbine betrieben wird. Kombi-Kraftwerke brauchen viel länger, um auf Touren zu kommen, als einfache Gasturbinen, und werden daher vor allem im Dauerbetrieb genutzt, wo die hohen Investitionskosten durch den tieferen Treibstoffverbrauch wettgemacht werden können.

Trotz ihres Namens können die meisten Gasturbinen auch ohne weiteres auch mit verschiedenen flüssigen Brennstoffen von Kerosin, Diesel, Alkohol (Methanol, Ethanol etc.), Ammoniak bis zu Schweröl betrieben werden. Besonders flexible Multi-Fuel Turbinen können sogar während des Betriebs den Brennstoff wechseln.

Neben Gaskraftwerken für die reine Stromproduktion, gibt es auch sogenannte Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, welche neben Strom auch Wärme, z.B. für ein Fernwärmenetz, produzieren. Dadurch wird der Gesamtwirkungsgrad höher, der Betrieb jedoch weniger flexibel.