Autoren: Jörg Hofstetter, Bernhard Suter, 2025
Version: 17.2.2025
Zusammenfassung
Wir haben zwei unterschiedliche Strom-Szenarien der ETH darauf hin untersucht, wie sich diese im Jahr 2050 (alle AKWs abgeschaltet) beim Eintreten von einer langen Solar- und Windflaute und einem gleichzeitigen Import-Ausfall verhalten.
Basierend auf den Grunddaten dieser Basis-Szenarien haben wir dazu in einer Simulation untersucht, wieviel Saisonaler Speicher (Speicher, der saisonale Produktionsunterschiede ausgleichen kann) als Reserveenergie in Vorrat gehalten werden muss, um den Produktionsausfall einer grossen Dunkelflaute und einem gleichzeitigen Import-Ausfall auszugleichen.
Wir konnten zeigen, dass eine ausserordentliche Dunkelflaute, die nur alle paar Jahre auftritt, bei den vorgestellten ETH-Szenarien mit Saisonalem Speicher in der Grössenordnung von ca. 2 TWh überbrückt werden kann.
Einführung
Das Grundprinzip einer sicheren Stromversorgung besteht darin, jederzeit die vorhandene Nachfrage zu decken. Im Jahr 2050 wird die schweizerische Stromproduktion stark auf der Photovoltaik (PV) basieren, was neue Herausforderungen mit sich bringt:
”Steigende Anteile von Wind- und Solarenergie führen jedoch zu einer immer stärker schwankenden Stromerzeugung, wodurch Flexibilität auf Erzeugungs- und Nachfrageseite immer wichtiger wird. Diese kann beispielsweise mit flexiblen Kraftwerken, Lastverschiebung in Industrie und Haushalten, Strom- und Wärmespeichertechnologien sowie dem europäischen Stromhandel bereitgestellt werden.” [9]
Fig. 1 Produktion und Nachfrage im Gleichgewicht
Figur 1 zeigt die wesentlichen Teile der schweizerischen Energieversorgung im Jahre 2050, wenn die letzten AKW’s abgeschaltet sind. Links die unterschiedlichen Produktionsarten. Rechts die Nachfrage, die abgedeckt werden muss. Die nötige Flexibilität auf der Produktionsseite wird primär durch die Speicherseen (Speicherkraftwerke und Pumpspeicher) und Importe erreicht. Die Speicherseen werden primär durch natürliche Zuflüsse und teilweise durch das Hochpumpen von Wasser gefüllt. Bei Bedarf kann zur Deckung der Nachfrage zeitnah mehr Wasser aus den Speicherseen verstromt werden. Dieser Speicherverlust kann durch eine spätere Entlastung der Speicherseen mit anderen Produktionsfaktoren wieder ausgeglichen werden (siehe Kapitel “Methodisches Vorgehen”).
Wie bereits im Bericht “Dreamteam II” [2] aufgezeigt, kann eine diversifizierte Energieproduktion aus Photovoltaik (PV) zusammen mit alpiner PV und Wind in Verbindung mit Speicherseen bereits ein hohes Maß an Resilienz bieten. Trotzdem kann es im Winter kritisch werden, wenn alle AKWs abgeschaltet sind, eine lange Dunkelflaute herrscht (PV und Wind produzieren kaum) und gleichzeitig ein Importausfall eintritt. Wir haben untersucht, ob und wieviel Reserveenergie in Form von Saisonalem Speicher (siehe Kasten) es in dieser Situation zur Befriedigung der Nachfrage braucht. Die Speicherseen helfen uns dank ihrer Puffer-Funktion eine zeitliche Entkopplung zwischen einem entsprechenden Produktionsausfall und der Reserveenergie zu erreichen (siehe auch [7]).
Saisonaler Speicher: Speicher, um saisonale (Sommer/Winter) oder noch längerfristige Schwankungen der erneuerbaren Energien auszugleichen.
Technisch handelt es sich um ein Speichermedium, z.B. eine Batterie oder synthetischer Treibstoff / Gas in entsprechenden Speichertanks, welches mehrere Monate oder Jahre in grossen Mengen speicherbar ist. Dazu gehört auch die technische Ausrüstung um den Speicher zu laden/ zu füllen und eine entsprechende Stromproduktionseinheit (z.B. Generator oder Wechselrichter).
Saisonale Speicher können unterschiedliche eingesetzt werden:
a) in den Strommarkt integriert, d.h. der Markt entscheidet, wann es sinnvoll ist, diesen Speicher zu nutzen. Damit der Speicher bei einer saisonalen Schwankungen dann tatsächlich auch zur Verfügung steht, werden aktuell in Europa sog. Kapazitätsmechanismen [6] diskutiert, bei welchen im Rahmen des Strommarktes bestimmte Leistungen vertraglich zugesichert werden.
b) ausserhalb des Strommarktes, d.h. es handelt sich um Reservekraftwerke (Reserveenergie), die erst in einer ganz bestimmten Situation (Strompreis sehr hoch, ausserordentliches Ereignis) eingesetzt werden. D.h. sowohl das Speichermedium als auch die Stromproduktionseinheit stehen Stand-by zur Verfügung.
Methodisches Vorgehen
Als Basis für unsere Untersuchungen verwenden wir zwei Basis-Stromszenarien ETH_Import und ETH_Erneuerbare, beides Szenarien der ETH nexus-e Plattform[1]. Daraus verwenden wir die monatlichen Werte für die Nachfrage und die Produktion (ohne Speicherseen) im Jahr 2050. Wie bereits im Bericht “Dreamteam II” [2], verwendeten wir in einer Simulation in einem ersten Schritt die Speicherseen zur Deckung eines angenommenen Produktionsausfalles. Dann ermitteln wir die notwendige Reserveenergie, um die Speicherseen wieder zu entlasten.
Die verwendeten Szenarien werden im Hintergrundbericht “Strom-Szenarien der Schweiz bis 2050” im Detail beschrieben und mit anderen Szenarien verglichen.
Zentrale Produktionszahlen der beiden verwendeten Basis-Szenarien für das Jahr 2050 in TWh:
| Technologien | ETH_Import | ETH_Erneuerbare |
| PV Mittelland (Dach & Agri) | 33.95 | 32.39 |
| PV Alpin (***) | 1.2 | 12.75 |
| Wind | 0.1 | 3.55 |
| Imp. Netto: nur Import im Winter (Okt -März) | 9.95 (**) | 3.56 |
| Verbrauch (ohne Speicher) | – 76 | – 76 |
Bei der Auswahl dieser Szenarien stand nicht die Suche nach dem optimalen Modell für unsere zukünftige Stromversorgung im Fokus. Vielmehr ging es darum, anhand realistischer Szenarien die Auswirkungen außergewöhnlicher Ereignisse sowie potenzieller Maßnahmen zu analysieren.
Während ETH_Import einen hohen Import-Anteil zulässt (mehr als das aktuelle Stromgesetzt vorsieht), basiert das Szenario ETH_Erneuerbare auf einem hohen Anteil Alpiner-PV und Wind. Beide Szenarien kommen im Normalfall ohne Saisonalen Speicher aus.
Über die Entwicklung des Füllstandes aller Speicherseen können wir anhand der Simulation untersuchen, wie sich ein Produktionsausfall auswirkt und wie dieser kompensiert werden kann. In den Figuren 3-5 wird dies exemplarisch erklärt.
Fig. 3 Füllstand der Speicherseen des Szenarios ETH_Import im Jahr 2050 (in TWh)
Fig. 4 Produktionsausfall im Februar
Fig. 5 Ausgleich durch Reserveenergie im März
Die rote Kurve in Fig. 3 zeigt den Verlauf des Füllstandes aller Speicherseen (inkl. Pumpspeicher) der Schweiz im Jahr 2050 des Szenario ETH_Import. Im Winter werden die Reserven der Speicherseen laufend zum Decken der Winter-Nachfrage abgebaut und Ende Winter sind nur noch geringe Reserven (blau gestrichelter Minimalstand) vorhanden. Im Sommer/Herbst werden die Speicherseen (primär) durch die natürlichen Zuflüsse wieder aufgefüllt.
In Figur 4 wird gezeigt, wie die Speicherseen durch eine höhere Verstromung im Februar (→Füllstand fällt steiler ab) einen Produktionsausfall ausgleichen. Wegen fehlenden Reserven in den Speicherseen würde dies im Modell (d.h. rechnerisch) im März zu einem Abfall des Füllstandes unter den 0-Pegel führen. In Fig. 5 wird sichtbar wie eine berechnete Menge an Reserveenergie im März die Speicherseen entsprechend entlastet, d.h. die “normale” Verstromung reduziert, und der Füllstand wieder den Minimalstand (blaue Linie) wie in Fig. 3 erreicht. Durch diese Pufferfunktion der Speicherseen können (in gewissen Grenzen) so Situationen ausgeglichen werden, bei denen Reserveenergie und Produktionsausfall zeitlich verschoben auftreten.
Anhand dieses Vorgehens haben wir die benötigte Reserveenergie bestimmt, die notwendig ist um einen komplexen Produktionsausfall (mehrere Produktionsarten beteiligt) zu decken, Details dazu siehe unter [7].
Einschränkungen der Methodik: Durch die Verwendung von monatlichen Werten für die Simulation können nicht alle Details eines Energiesystems abgebildet werden. Immerhin standen uns mit den beiden ETH-Szenarien im Hintergrund Modelle im Stundenraster zur Verfügung, welche entsprechende Validierungen ermöglichte [7]. Bei den ermittelten Zahlen handelt es sich daher um aussagekräftige Grössenordnungen, aber nicht um exakte Werte.
Benötigte Reserveenergie bei Dunkelflaute im Jahr 2050
Kritisch für die nachhaltigen Energieversorgung sind die sogenannten kalten Dunkelflauten, einem Zusammentreffen von PV- und Wind-Minderproduktion im Winter, wenn die Stromproduktion eh schon tief ist und mehr Strom zum Heizen gebraucht wird. Es gibt aktuell keine allgemein anerkannte Definition einer Dunkelflaute. Laut einer Übersichtsstudie des deutschen Bundestages [5] ist in Deutschland etwa jedes zweite Jahr mit einer Dunkelflaute mit einer Dauer von 14 Tagen zu rechnen, die nicht durch Importe abgedeckt werden können. Wie wir eine solche Dunkelflaute in die ETH-Szenarien in der Simulation behandelt haben, ist unter [8] beschrieben.
Bei einer 14-tägigen, starken Dunkelflaute in der Schweiz müssen wir davon ausgehen, dass auch in unseren Nachbarländern Engpässe auftreten und Importe in die Schweiz ausbleiben. Wir stützen uns bei der Dauer eines Importausfalls auf den Bericht der Eidgenössischen Elektrizitätskommission Elcom (in Kooperation mit der Schweizer Übertragungsnetzbetreiberin Swissgrid) zur “Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Winter bis 2035” [3]. In diesem Bericht wird eine 22 Tägige Unabhängigkeit von Strom-Importen postuliert. Weiter führt die Elcom aus, dass “Versorgungssicherheitsanalysen illustrieren, dass Versorgungsknappheiten vor allem im zweiten Teil des Winters (ab ca. Ende Februar) vorkommen würden”.
Eine Analyse der Szenarien ETH_Import und ETH_Erneuerbare auf Stunden-Basis [7] zeigt, diese decken bereits jährlich zu erwartende Schwankung der Erneuerbaren wie Tag/Nacht Schwankung und Minderproduktion in den Wintermonaten bei schlechtem Wetter ab. Basierend darauf haben wir untersucht, welche weiteren Auswirkungen folgende, ausserordentliche Ereignisse im gleichen Monat von 2050 haben:
- Absolute Dunkelflaute (keine Produktion) während 14 Tagen für PV, Alpine PV und Wind.
- Import- und Export-Unterbruch während 22 Tagen.
Dabei zeit es sich, dass bei einem Eintritt dieses Ereignisses im Monat Februar 2050 folgende Mengen an Reserveenergie in TWh benötigt werden:
| Szenario | Reserveenergie |
|---|---|
| Szenario ETH_Import | 2 TWh |
| Szenario ETH_Erneuerbare | 1 TWh |
Der Monat Februar wurde gewählt, weil die Speicherseen dann bereits stark abgefallen sind, gemäss Angaben der Elcom Versorgungsknappheiten dann besonders gross sind und eines der verwendeten ETH-Szenarios im März bereits wieder Netto-Stromexporte aufweist.
Wie zu erwarten, ist das Szenario ETH-Erneuerbare gegenüber dem angenommenen Ereignis bedeutend resilienter, da es durch den Ausbau von PV, Alpiner-PV und Wind weniger Importe benötigt. Allerdings sind die Systemkosten (Investitionen, ohne Reserveenergie) für dieses auch Szenario auch entsprechend höher.
Bei diesen Zahlenangaben ist zu beachten, dass die ermittelten Mengen an Reserveenergie vom entsprechenden Basis-Szenario und den angenommenen Ereignissen abhängt. Die hier ermittelten Zahlen sind als Grössenordnungen und nicht als präzise Werte zu verstehen. Zusammenfassend können wir sagen, dass mit ca. 2 TWh Reserveenergie das beschriebene Ereignis überbrückt werden kann.
Wie grosse Reserve-Kraftwerke werden gebraucht?
Neben der benötigten gespeicherten Energie, z.B. in Form von grünem Methanol, müssen auch entsprechende Generatoren zur Stromproduktion Stand-by bereitstehen. Dabei interessiert natürlich, welche Leistung diese haben müssen.
Intro: Unterscheidung zwischen Energie und Leistung
Energie wird in Wh (Wattstunden) und Leistung in W (Watt) gemessen. Dabei gilt: Energie [Wh] = Leistung [W] * Zeit [h]. Bezüglich Einheiten gilt: 1 TW = 1’000 GW = 1’000’000 MW = 1’000’000’000 kW = 1’000’000’000’000 W (Analoges gilt für Wh)
Dazu ein konkretes Beispiel: Die Kraftwerksanlage Oberhasli lieferte 2019 folgende Werte:
– Eine jährliche Energie-Produktion von 2406 GWh = 2.406 TWh
– Bei einer Gesamtleistung von 1318 MW = 1.318 GW
Theoretisch hätten die Generatoren von Oberhasli damit maximal 1.318 [GW] * (24*365) [h] = 11’545 GWh oder 11.545 TWh produzieren können, in der Praxis waren es aber wegen zu wenig Wasser in den Speicherseen, Unterbrüchen, keinem Bedarf etc. nur 2.406 TWh.
Anders ausgedrückt: diese Kraftwerksanlage hätte theoretisch die gesamte Jahresproduktion in (2406 [GWh]/1.318 [GW] /24 [h] = 76) ca. 80 Tagen bei 100% Leistung generieren können.
⇒ Die Leistung ist also ein Mass dafür, wie “schnell” eine Anlage Energie produzieren oder verbrauchen kann.
Der Speicherinhalt von Speicherseen wird in der Energietechnik oft ebenfalls in TWh angegeben. Damit wird ausgedrückt, wieviel Energie mit dem vorhandenen Wasser produziert werden kann. Die Speicherseen der Schweiz haben z.B. heute einen maximalen Energieinhalt von ca. 8.8 TWh.
Durch die puffernde Wirkung der Speicherseen kann die Reserveenergie trotz Ausfall-Spitzen [7] mit gleichmässiger Leistung eingespeist werden. Daher kann anhand der monatlich benötigen Energie eine kontinuierliche benötigte Leistung der entsprechenden Generatoren abgeschätzt werden. Wobei gilt: Leistung = Energie / Zeit. Bei 2 TWh pro Monat bedeutet dies: 2 [TWh] / (24×30)[h] = 2.7 GW Bemerkung: Bei diesen Werten sind noch keine Verluste und Ausfallzeiten eingerechnet.
| Februar 2050 | Reserveenergie | Installierte Leistung |
|---|---|---|
| Szenario ETH_Import | 2 TWh | 2.7 GW |
| Szenario ETH_Erneuerbare | 1 TWh | 1.4 GW |
Kostenschätzungen Saisonaler Speicher
Der benötigte Speicherbedarf von 2 TWh (wird nur im Ereignisfall verwendet) und die Produktionsleistung von 2.7 GW (Szenario ETH_Import) könnten zum Beispiel durch ein thermisches Reservekraftwerk gedeckt werden. Dieses könnte wie im Vorschlag für ein Reservekraftwerk im Rheinhafen Muttenz mit grünem Methanol betrieben werden, das in den Tanklagern für die heutige Heizöl und Treibstoff Pflichtreserve gespeichert werden könnte. Die Speicherkosten für 2 TWh wären in der Grössenordnung von ca. 2.6 Mio CHF pro Jahr (ca. 1.3 CHF pro MWh).
Die Investitionskosten für ein modernes Kombi-Kraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 50-60% würden bei ca. 900’000 CHF pro MW Leistung liegen (Quelle: Technologiekatalog der dänische Energieagentur). Amortisiert über eine Lebensdauer von 25 Jahren zu einem Zins von 3% würde die Bereitstellung eines 2.7 GW Reservekraftwerkes 216 Mio CHF pro Jahr kosten (ca. 80’000 pro MW pro Jahr, davon 30’000 fixe Betriebskosten pro MW pro Jahr).
Grünes Methanol (bio- oder e-Methanol) kostet heute ca. 1000 CHF pro Tonne oder ca. 300 CHF/MWh bei 60% Wirkungsgrad. Die Preise für grünes Methanol könnten bis 2050 bis auf einen Drittel sinken. Zu heutigen Preisen wären die Brennstoffkosten für 2 TWh im Falle eines Ereignisses zusätzlich also ca 600 Mio CHF, welche jedoch durch hohe Strommarktpreise zum Zeitpunkt des Einsatzes der Reserve mehr als gedeckt wären.
Zu beachten ist, dass diese Kostenschätzungen auf europäischen Netto-Referenzpreisen beruhen. Erfahrungsgemäss werden in der Schweiz entsprechende Anlagen etwas teurer kommen.
Zum Grössen-Vergleich: Das heutige Notkraftwerk Birr kostet 470 Mio CHF für 3 Jahre, also ca 160 Mio pro Jahr für 250MW Leistung (640’000 CHF / MW).
Alternativer Einsatz von Saisonalem Speicher
Die oben erfassten Reserveenergiemengen werden grundsätzlich im Ereignismonat eingesetzt. Der dazu benötigte Saisonale Speicher ist nicht im Energiemarkt integriert, d.h. die benötige Energiemenge steht auf Abruf bereit.
Weitergehend wären auch andere Ansätze denkbar: Um die benötigte, jederzeit abrufbare Leistung der Produktionsanlagen der Saisonalen Speicher möglichst klein zu halten (weniger Investitionen), würde sich grundsätzlich eine präventiver Einsatz von Saisonalem Speicher über eine grössere Zeitspanne anbieten, um die Speicherseen zu entlasten. Gerade bei seltenen Ereignissen führt aber ein präventiver Einsatz zu Kosten, die auch beim Ausbleiben des Ereignisses anfallen und entsprechend abgegolten werden müssten. Zudem müssten die Speicherseen jederzeit die benötigte Zusatzenergie abrufbar bereit halten. Analog könnte man einen Teil der Reserveenergie auch im Folgemonat (nach dem Ereignis) einspeisen. Auch hier gilt, dass die Speicherseen das limitierende Element und schwer planbar sind.
Die beiden untersuchten Basis-Szenarien verwenden im “Normalbetrieb” keine Saisonale Speicher, diese kämen erst bei einem entsprechenden Ereignis zum Einsatz. Dies hat auch Nachteile: Das Szenario ETH_Import etwa setzt dafür auf hohe Netto-Importe von 9.95 TWh im Winter, was eine hohe Auslandabhängigkeit bedeutet (das aktuell Stromgesetz legt ein Maximum von 5 TWh fest). Das Szenario ETH_Erneuerbare hingegen verwendet sehr viel Photovoltaik, insbesondere Alpine-PV. Die dort angenommenen 12.75 TWh Alpine-PV dürfte aus heutiger Sicht politisch schwer realisierbar sein. Es wäre aber auch ein Szenario denkbar, welches Saisonalen Speicher in den normalen Strommarkt integriert. Die ETH hat ebenfalls ein entsprechendes Szenario ETH_Wasserstoff [1] entwickelt, welches in den Wintermonaten fix ca. 5 TWh Wasserstoff einsetzt. Damit kann eine eine grössere Stromimport-Abhängigkeit trotz geringerem Ausbau der Alpinen-PV erreicht werden. Da Saisonaler Speicher aus heutiger Sicht aber teuer ist, hat dies tendenziell höhere Gesamtkosten zur Folge. Zudem kann damit nicht die oben ermittelte Reserveenergie, die auf Abruf bereit stehen muss, ersetzt werden!
Vergleich mit anderen Untersuchungen
Elcom-Bericht: Der bereits erwähnte Elcom-Bericht “Einschätzungen der ElCom zur Stromversorgungssicherheit Schweiz bis 2035” [3] kommt zu folgendem Schluss:
“Auf Basis der aktualisierten Szenarien der vorliegenden Analyse der Winterproduktionsfähigkeit erachtet die ElCom einen Zielwert für eine thermische Reservekapazität im Umfang von 700 bis 1400 MW Dauerleistungsfähigkeit per 2030 als adäquat. […] Es ist dabei zu betonen, dass der Zweck solcher Reserven nicht eine autarke Stromversorgung der Schweiz ist, sondern die Erhöhung der Resilienz. […] Sollte 2035 kein Kernkraftwerk mehr in der Schweiz in Betrieb sein, könnte der Reservebedarf in einem Szenario mit tiefem Erneuerbaren-Ausbau auf bis zu 4000 MW Dauerleistungsfähigkeit anwachsen. Bei einem sich abzeichnenden raschen Ausbau der Erneuerbaren könnte die Reserve dagegen tief gehalten werden.“
Zumindest zeigen diese Elcom-Zahlen, dass die Grössenordnungen der von uns ermittelten Zahlen (1.4 – 2.7 GW) durchaus in einem vergleichbaren Bereich liegen.
Vergleich mit Deutschland: In der in [5] zitierten “Leitstudie Integrierte Energiewende der Deutschen Energie-Agentur GmbH” ist festgehalten, dass in der 2050 angenommenen zweiwöchigen Dunkelflaute je nach Szenario mit 15-30 TWh Reserveenergie und damit Gaskraftwerken im Rahmen von 45 GW – 90 GW gerechnet wird.
Länder mit ihren unterschiedlichen Produktionsarten zu vergleichen ist schwierig. Trotzdem wagen wir einen vereinfachten Vergleich: Gemäss (Swiss) Energy Charts [4] hat die Schweiz etwa 1/10 der in Deutschland installierten Leistung. Würde man die von uns ermittelten 1-2 TWh mit diesem Faktor hochrechnen, käme man auf 10-20 TWh. Die Grössenordnung stimmt in etwa. Bei der Leistung würden es 14-27 GW sein. Die in Deutschland höher kalkulierten Leistungen hängen damit zusammen, dass die benötigte Energie alle in den 2 Wochen produziert werden muss. Während wir es, dank der Pufferung der Speicherseen, auf einen ganzen Monat verteilen.
ZHAW/ETH-Studie: In einer aktuellen Studie haben Darudi et. al [9] auf Basis eines vergleichbaren Szenarios (45 TWh an erneuerbaren Energien) untersucht, wie sich ein Import/Export-Ausfall über ein ganzes Jahr auswirken würden. Sie errechnen dabei eine benötigte Reserveenergie von 10 TWh. Auch hier ist eine Vergleich schwierig, insb. da bei einem jährigen Import/Export-Ausfall weitere Effekte dazu kommen. Auch hier eine vereinfachte Rechnung: Geht man davon aus, dass während ca. 4 Monate Netto-Stromimporte nötig sind und wir hingegen einen Importausfall von nur 22 Tagen angenommen haben, könnte man theoretisch für unsere Fall vereinfacht einen Bedarf von 10 TWh * 28/ (4*30) = 2.3 TWh errechnen. In unseren Berechnungen haben wir im Fall von ETH_Import eine Reserveenergie von 2 TWh ermittelt. Allerdings macht bei der dieser Zahl der Importausfall (neben der Dunkelflaute) nur ca. 1.5 TWh aus. D.h. die im zitierten Bericht ermittelte Reserveenergie ist etwas grösser als unser Werte.
Fazit
Wir konnten für zwei ausgewählten Szenarien einer nachhaltigen Energieversorgung den benötigten Anteil an Saisonalem Speicher für die Überbrückung einer ausserordentlichen Dunkelflaute und einem Import-Ausfall im Februar 2050 abschätzen. Wir konnten zeigen, dass die ermittelten ca. 2 TWh an Reserveenergie ökonomisch vertretbar bereit gestellt werden können.
Zur Einordnung der Grössenordnungen: Die Kraftwerksanlage Oberhasli lieferte 2019:
- Eine jährliche Energie von 2406 GWh = 2.4 TWh
- Bei einer Gesamtleistung von 1318 MW = 1.3 GW
Natürlich liessen sich weitere Kombinationen von Ereignisse konstruieren, die mehr Reserveenergie benötigen. Allerdings dürfte die Wahrscheinlichkeit, dass mehrere solche Teilereignisse längere Zeit gleichzeitig auftreten, immer unwahrscheinlicher werden.
Wir müssen als Gesellschaft einen pragmatische Weg finden, wie wir einerseits mit diesen Risiken und andererseits mit den entsprechenden Vermeidungskosten umgehen wollen. Mehr Sicherheit bedeutet immer auch mehr Kosten. Ein solches Abwägen ist nichts Neues, wir kennen dies bereits heute mit den Pflichtlagern für Brennstoffe (Heizöl) und Treibstoff (Diesel, Benzin, Kerosin etc.).
Anhang
[1] Nexus-e: interconnected energy system modeling platform der ETH
https://nexus-e.org/eip-eth-collaboration-rethink-future-swiss-electricity-supply/ Szenarien:
- eip_reference / Centlv (ETH_Import)
- eip_prevention_renewables /Centlv (ETH_Erneuerbare)
- eip_prevention_hydrogen (ETH_Wasserstoff)
Beschreibung der Szenarien und deren Auswahl siehe Bericht “Strom-Szenarien der Schweiz bis 2050”.
[2] Thomas Nordmann und Jörg Hofstetter, Dreamteam Wasserkraft und Solarstrom II , 2024 https://co2nettonull.com/wp-content/uploads/2024/09/DreamteamWasserkraftSolarstrom-II.pdf
[3] Elcom Berichte zur Versorgungssicherheit:
Verwendet wurden dabei folgende Berichte:
- Winterproduktionsfähigkeit, Einschätzungen der ElCom zur Stromversorgungssicherheit Schweiz bis 2035
- Aktualisierung der Berechnung zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit 2025
Elcom: “Ein ähnliches Bild zeigt die Analyse der Anzahl Tage Selbstversorgungsfähigkeit im März. Ende 2022 betrug diese rund 23 Tage – basierend auf der Nachfrage, der erwarteten Produktion sowie einem statistischen Mindestfüllstand der Speicher Anfang März. Einen Zielwert von 22 Tagen als minimale Resilienz formulierte der Bundesrat auch in der Botschaft zum Mantelerlass”
[4] Swiss Energy Charts
https://www.energy-charts.info/?l=de&c=CH
[5] Sicherstellung der Stromversorgung bei Dunkelflauten, Deutscher Bundestag, 2019
“Bei der Analyse der Wetterjahre 2006 bis 2016 stellten sich die 14 Tage vom 23. Januar bis 6. Februar des Wetterjahres 2006 als Extremfall einer kalten Dunkelflaute heraus. Weiterhin zeigte sich in jedem zweiten Jahr mindestens eine zweiwöchige Phase mit einer ähnlich angespannten Situation…. Neben der zeitlichen spielt ebenso die geografische Dimension eine entscheidende Rolle: Die Analyse der Wetterdaten der genannten zweiwöchigen kalten Dunkelflaute zeigte, dass ein europäischer Ausgleichseffekt über die mit Grenzkuppelkapazitäten verbundenen Stromsysteme bei stabiler und homogener Großwetterlage nur sehr bedingt existiert.“
(Aus einer Studie der Energy Brainpool GmbH & Co. KG zur kalten Dunkelflaute )
[6] Kapazitätsmechanismen sind notwendig, um Spitzenlasten abzudecken, Karsten Neuhoff Et al., 2024
[7] Details zur verwendeten Methodik
Bei der verwendeten Simulation wurden die Monatswerte der Produktion und des Verbrauchs der verwendeten ETH-Szenarien als Input übernommen. Nicht direkt übernommen wurde die Produktion der Speicherseen. Diese wird in der eigenen Simulation zusammen mit der notwendigen Reserveenergie dazu verwendet um angenommene Produktionsausfälle zu kompensieren. Die dazu benötigten Zufluss-Werte zu den Speichersee sind in den ETH-Szenarien nicht explizit enthalten, deren monatliche Werte wurden anhand früherer Untersuchungen [2], zusätzlicher Angaben der Szenario-Autoren und einem Vergleich mit dem VSE-Modell (siehe Bericht “Strom-Szenarien der Schweiz bis 2050”) ermittelt.
Einschränkungen der Methodik:
- Mit der Übernahmen von Monats-Werten sind auch nur Aussagen auf Monatsebene (Jahreszyklus) möglich. Manche Effekte im Bereich Speicher spielen sich aber im Tageszyklus ab. Da uns grundsätzlich mit den verwendeten Szenarien auch Stundenwerte zur Verfügung standen, haben wir für zentrale Aspekte der Simulation entsprechende Plausibilitätskontrollen durchgeführt.
- Durch Überlagerung von Störungen (Ausfälle) und Ausgleichmassnahmen (Speicherseen und Reserveenergie) können wir zwar durchaus sinnvolle Aussagen machen. Entsprechende Aussagen müssen aber sorgfältig validiert werden, da sich um Überlagerungen und keine grundsätzliche Neumodellierung handelt.
Wir untersuchen mittels Simulation insbesondere den Ausfall von Importen und der PV-Produktion. Anhand der “Aufzeichnung” eines typischen Tages im Jahre 2050 soll dies klarer werden.
Bild: ETH [1]
Obiges Beispiel (eip_reference/”Import-Szenario”) im Jahr 2050 zeigt einige typische, tageszeitliche Charakteristiken:
- Importe (grau/weisse Linie) werden nicht kontinuierlich eingespeist, es gibt Spitzen in der Nacht und am Abend.
- Die PV-Produktion (gelb) hat ausgewiesene Spitzen am Mittag.
- Während dieser Spitzen sind die Verstromungen (Hydro Dam, dunkelblau) tief. Diese Aussagen gelten nicht nur für das vorliegende Beispiel. Vielmehr handelt es sich um eine generelle Eigenschaften, die einerseits einleuchten sind, aber auch anhand der vorhandenen (Stunden)Daten überprüft wurden.
Fallen Importe oder PV-Produktion aus, können also hohe Spitzen-Lücken entstehen, die in einer monatlichen Betrachtungsweise nicht sichtbar werden. Für deren Deckung würden entsprechend hohe Spitzenleistungen der verwendeten Produktionseinheiten benötigt, was sehr kostspielig wäre. Die Puffer-Möglichkeiten unserer Speicherseen können hier aber helfen. Entsteht durch ein entsprechendes Ereignis eine Spitzen-Lücke, kann diese kurzfristig von den Speicherseen gedeckt werden (falls genügend Reserve vorhanden ist). Dies geht aber nur, wenn die Verstromung dann weit weg von ihrem Maximum liegt. Wird nun kontinuierlich Reserveenergie ins System eingespeist, gibt es während der restlichen Zeit genügend Zeitpunkte, an denen die Speicherseen entsprechend “geschont” werden können, d.h. weniger Energie liefern müsse als geplant war. D.h. diese werden indirekt wieder “aufgeladen”. Die Speicherseen wirken in diesem Sinne ausgleichend. Damit muss sich die bereitzustellende Generatorleistung der Reserveenergie nicht an diesen Spitzen orientieren. Bemerkung: Ob obiger Mechanismus des Speicherseeausgleichs funktioniert, muss für jedes Ereignis separat untersucht werden. So können z.B. in der vorliegenden Simulationen keine genauen, quantitative Aussagen gemacht werden, ob ausfallende Importe durch einen weiteren Zubau der PV kompensiert werden können.
Weitere Effekte, die bei einer monatlichen Betrachtungsweise wegfallen, und wie damit umgegangen wird:
- Schnelle Laständerungen, welche zu Instabilitäten im Netz führen können (Frequenz-Instabilität), werden hier nicht untersucht, diese sind auch in einer stündlichen Modellierung nicht sichtbar. Die entsprechenden schnellen Ausgleichsmassnahmen (im Sekundenbereich), können weiterhin durch die rotierende Masse von Generatoren oder bei Bedarf (Abschaltung von AKW-Generatoren) durch Batterien übernommen werden.
- Batterien: In den verwendeten Basis-Szenarien wird auch der Einsatz von Batterien, die Schwankungen im Bereich Stunden/Tage ausgleichen können, modelliert. Der Anteil der Batterien am Gesamtumsatz ist relativ klein und Batterien geben ihre gespeicherte Energie typischerweise innerhalb Stunden/Tagen wieder ab, und haben daher in einer monatlichen Betrachtungsweise keinen Effekt.
- Pumpspeicher: Pumpspeicher werden hauptsächlich für den Ausgleich tageszeitlicher Schwankungen eingesetzt.. Da sich die im Modell verwendete Verstromung aus allen Speicherseen zusammensetzt inkl. den Pumpspeichern zusammen setzt (gegen durch die vorhandenen hydrologischen Informationen, müssen diese im Modell berücksichtig werden. Zudem können Stromverbrauch und Generierung auch länger auseinander liegen. Aus den Basis-Szenarien werden daher die Verstromungen der Pumpspeicher als minimale Verstromung der Speicherseen eingesetzt (die nicht unterschritten werden kann) und die benötigte Leistung der Pumpspeicher wird ebenfalls modelliert.
[8] Dunkelflaute und Nettoimporte in den ETH-Szenarien
Wir haben eine Analyse der Produktion der PV, der Alpinen-PV und der Windproduktion für das Szenario ETH-Erneuerbare für den Monat Februar auf Stundenbasis gemacht. Der Februar wurde gewählt, da die Speicherseen dann bereits stark abgefallen sind und eines der Szenario im März bereits wieder Netto-Stromexporte aufweist. Zudem steht im zitierten Elcom-Bericht, dass “Versorgungssicherheitsanalysen illustrieren, dass Versorgungsknappheiten vor allem im zweiten Teil des Winters (ab ca. Ende Februar) vorkommen würden”.
Verteilung der PV-Mittelland Produktion im Februar, Bild ETH Nexus_e [1], Szenario ETH_Erneuerbare
Im rot umrandeten Bereich der obigen Figur wird ersichtlich, dass die ETH-Szenarien im Februar eine mehr als 14-tägige, “schwache” Flaute, mit verminderter Produktion, bereits berücksichtig. Analoges gilt für Alpine-PV und Wind. Dies macht sich auch in der Tatsache bemerkbar, dass die ETH-Szenarien bedeutend tiefere Nutzungsrade (d.h. wie viel Energie wird aus 1 GW installierter Leistung erzeugt) als z.B. die AXPO-Plattform (siehe dort “Expert-Modus”, einzelne Produktionsfaktoren) verwendet. Für die Modellierung einer “grossen Flaute” gehen wir davon aus, dass während 14 Tagen im rot umrandeten Bereich die Produktion von PV (analoges für die Minima von Alpiner-PV und Wind) ganz auf Null sinkt. Die damit einhergehende Verminderung der Energieproduktion im Februar wird in der Simulation entsprechend angepasst.
Bemerkungen zu den Netto-Importen: Im Szenario ETH_Erneuerbare sind die Netto-Importe im Januar gegenüber den anderen Monaten bedeutend höher. Diese Verteilung scheint aber eher “zufällig” zu sein (z.B. wegen günstigen Importen?), es wäre in der Situation durchaus denkbar, mit Hilfe der Speicherseen einen Ausgleich mit anderen Monaten zu erreichen. Es wäre daher verzerrend gewesen, gerade diesen Monat für das Ausfallszenario zu wählen.
[9] Darudi, Ali; Savelsberg, Jonas; Schlecht, Ingmar, Thrive in sunshine, brace for thunder: Least-cost robust power system investments under political shocks, 2024