Ausgleich längerfristiger Schwankungen

Abbildung 1: Temporäres Reservekraftwerk Birr (Bildquelle).

Unter längerfristigen Schwankungen werden an dieser Stelle als Schwankungen mit Perioden bis zu einem Monat verstanden. Sie werden in der Regel durch ungünstige Wetterbedingungen verursacht. Als Beispiele können Produktionsrückgänge aufgrund von Dunkelflauten bei der Wind- oder Solarenergie oder Wassermangel bei Wasserkraftwerken genannt werden.

Dass der Strombedarf während solchen produktionsarmen Zeiten durch Importe gedeckt werden kann, ist nicht immer gesichert. Bei einer europäischen Dunkelflaute herrscht auch bei unseren Nachbarländern Strommangel. Die Schweiz muss deshalb in der Lage sein die Produktionslücke ohne Importe zu überbrücken.

Eine einfache Überschlagsrechnung zeigt, dass volle Speicherseen vorausgesetzt, mit den Speicherkraftwerken eine Dunkelflaute mit einer Dauer von einem Monat ohne Importe überbrückt werden kann (Winterstromverbrauch im Jahr 2050:10 TWh/Monat, Produktion Laufwasserkraftwerke: 1 TWh/Monat, Kapazität Speicherseen: 9,0 TWh).

Im Frühjahr, wenn die Speicherseen ihren minimalen Füllstand aufweisen, ist dies jedoch nicht mehr gewährleistet. Aktuell kann sich die Schweiz beim Füllungsgrad der Speicher von Anfang März (ca. 17%) bei einer mittleren erwartete Produktion der Kern- und Laufwasserkraftwerke rund 23 Tage ohne Importe versorgen (Quelle). Mit dem Wegfall der Kernenergie und dem zusätzlichen Verbrauch von Wärmepumpen und Elektromobilität wird diese Zeitdauer deutlich abnehmen. In Kombination mit einer verminderten Stromproduktion von Wind- und Solarenergie steigt somit das Risiko einer Strommangellage.

Bereits heute stellt die Strommangellage mit einer statistischen Häufigkeit von einmal in dreissig Jahren und einem Schadenspotenzial von rund 200 Mia. CHF das grösste Einzelrisiko für die Schweiz dar (Quelle Bericht zur nationalen Risikoanalyse). Damit dieses Risiko nicht noch weiter ansteigt, kommt dem Ausgleich der längerfristigen Schwankungen eine zentrale Bedeutung zu. Dazu stehen folgende Möglichkeiten zur Verfügung:

  • Erhöhung der Speicherkapazitäten: Als Speichertechnologien kommen dafür einzig Pumpspeicherwerke und Speicherkraftwerke in Frage. Diese sind die einzigen Technologien, die einen hohen Zykluswirkungsgrad und relativ niedrige Kosten kombinieren. Der Neubau von Speicherkraftwerken ist sehr umstritten und zudem aufgrund des hohen Ausbaustandes der Wasserkraft in der Schweiz nur sehr beschränkt möglich. Eine Ausbaumöglichkeit bieten jedoch Speicherkraftwerke, welche Zuflüsse von Gebieten, die höhenmässig unterhalb ihres Hauptspeichers liegen, sofort verarbeiten müssen und deshalb weitgehend Laufwassercharakter haben. Indem diese Zuflüsse in den Hauptspeicher hochgepumpt werden, statt sie direkt zu verarbeiten, kann ein mit Pumpspeicherkraftwerken vergleichbarer Verlagerungseffekt erzielt werden.
  • Wasserkraftreserve: Mit einer Wasserkraftreserve wird sichergestellt, dass die Speicherseen im Frühjahr, wenn die Speicherseen ohne Gegenmassnahmen sehr tiefe Füllstände aufweisen, einen minimalen Füllstand nicht unterschreiten. Konkret wird ein Teil der Winterproduktion der Speicherkraftwerke für den Frühling aufgespart. Der Vorteil dieser Massnahme ist, dass im Frühjahr mehr Strom produziert werden kann. Im Gegenzug fehlt dieser aber im Winter. Die Wasserkraftreserve ist in der Winterreserveverordnung  geregelt. Ihre Grösse wird von der schweizerische Elektrizitätskommission (ElCom) jedes Jahr festgelegt und unter den Elektrizitätswerken versteigert. Die Wasserkraftreserve des Jahres 2023/24 beläuft sich auf 400 GWh und kostet 55,5 Mio. CHF.
  • Reservekraftwerke: Die ElCom geht davon aus, dass ein alleiniger Einsatz der Wasserkraftreserve zum Ausgleich einer längeren Produktionslücke nicht ausreichend ist und hat deshalb gestützt auf eine Risikoabwägung den Zubau von gas- oder ölbetriebenen Reservekraftwerke vorgeschlagen. Für die Abschätzung der benötigten Kraftwerksleistung geht die ElCom davon aus, dass auch Anfang März, wenn der Füllstand der Speicherseen am niedrigsten ist, eine Zeitdauer von 22 Tagen ohne Importe überbrückt werden können muss.

Wie aus den obigen Ausführungen ersichtlich ist, können längerfristige Produktionsschwankungen weder mittels des nur sehr beschränkt möglichen Ausbaus der Wasserkraft noch mithilfe einer Wasserkraftreserve mit genügender Sicherheit ausgeglichen werden.

Um eine extrem teure Strommangellage mit hoher Wahrscheinlichkeit ausschliessen zu können, werden Reservekraftwerke benötigt. Die Dimensionierung der Reservekraftwerke ist im Bericht «Winterproduktionsfähigkeit» dargelegt.

Die Anzahl Tage D während denen die Stromversorgung ausgehend vom Füllungsgrad der Speicherseen am 1. März gedeckt werden kann lässt sich mit folgender Formel konservativ annähern:

D = Fs / (Wi + Ws) * 180

Dabei steht  Fs = 1.55 TWh für den Speicherinhalt der Stauseen am 1. März, Wi, für die Importe im Winterhalbjahr in TWh und Ws für die Winterproduktion der Speicherkraftwerke in TWh (ohne Pumpspeicherwerke).

Wenn D < 22 Tage ist, berechnet sich die benötigte Leistung der Reservekraftwerke Pr wie folgt:

Pr = 20.3 * D2 -900 * D + 10250

Die Anwendung der beiden Formeln auf das Szenario Zero Basis der EP2050+ ergibt mit Wi = 8.8 TWh und Ws = 9.5 TWh ein D = 15. Daraus folgt ein Bedarf an Reservekraftwerken mit einer Leistung Pr von rund 1300 MW. Ein Produktionsmix mit grosser Winterproduktion, der ohne Winterimporte auskommt, benötigt keine Reservekraftwerke.

Die Kosten von Reservekraftwerken sind vergleichsweise gering. Sie belaufen sich gemäss den Berechnungen der Technischen Universität Graz auf 400 CHF/kW bis 700 CHF/kW je nach Typ des Reservekraftwerks. Das im Rahmen einer Hauruckübung aus dem Boden gestampfte Notkraftwerk Birr mit einer Leistung von 250 MW war deutlich teurer und kostete 470 Mio. CHF. Im Vergleich zu den übrigen Netzausbaukosten ist jedoch selbst ein so hoher Preis von untergeordneter Bedeutung.

Kommentar verfassen

Ihre E-Mail-Adresse wird nicht veröffentlicht. Erforderliche Felder sind mit * markiert