Kosten der Energieperspektiven 2050+
Abbildung 1: Titelblatt Energieperspektiven 2050+ (Bildquelle).
Die Kostenbetrachtungen im technischen Bericht zu den EP2050+ beziehen sich allesamt auf ein Vergleichsszenario «Weiter wie bisher (WWB)». Ein Vergleich mit der heutigen Situation wird jedoch nicht gezogen. Die Kostenangaben in den EP2050+ sind deshalb nur beschränkt aussagekräftig. Um eine Vergleichsbasis mit den übrigen Betrachtungen zu schaffen, werden deshalb die Kosten des Basisszenarios mit der im im vorliegenden Blog verwendeten Methodik hergeleitet.
In Tabelle 1 sind die wichtigsten Kennwerte für die Umstellung Energiesystems gemäss den EP2050+ zusammengestellt. Der Stromverbrauch des zukünftigen Energiesystems (Spalten 2 bis 6) wurde dem technischen Bericht entnommen.
Stromverbrauch
Die für den Ersatz der fossilen Energieträger benötigten Investitionen (Spalte 7) wurden in der Rubrik «Ersatzbedarf» hergeleitet und auf den geringeren der EP2050+ umgerechnet. Der Ersatz von fossilen Heizungen durch Wärmepumpen verursacht Mehrinvestitionen von 12,3 Mia. CHF. Hinzu kommen die Mehrkosten der energetischen Sanierung der Altbauten von 32,0 Mia. CHF welche ebenfalls unter der Rubrik «Wärmepumpen» aufgeführt sind. Der Ersatz von Verbrennerfahrzeugen durch Elektrofahrzeuge verursacht Mehrinvestitionen von 71,2 Mia. CHF. Eine weitere erhebliche Investition von 22,5 Mia. CHF ist für die Grosswärmepumpen zur Erzeugung von Fernwärme erforderlich. Die für die angestrebten Effizienzsteigerungen im Strombereich und die inländische CO2-Abscheidung sind mit 6,8 Mia. CHF resp. 2,7 Mia. CHF vergleichsweise gering.
Tabelle 1: Zusammenstellung des Stromverbrauchs der Jahre 2019 und 2050 und der zu tätigenden Investitionen für den Ersatz der die fossilen Energieträger (Kosten in Mia. CHF). Quellen: Stromverbrauch: https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/politik/energieperspektiven-2050-plus.exturl.html/aHR0cHM6Ly9wdWJkYi5iZmUuYWRtaW4uY2gvZGUvcHVibGljYX/Rpb24vZG93bmxvYWQvMTA3ODM=.html, Anlageninvestition: https://georgschwarz.ch/ersatzbedarf/ und https://georgschwarz.ch/negativemissionen/, Netzinvestition: https://georgschwarz.ch/stromnetz/.
| Verbrauch/ Produktion | Jahr- 2019 [TWh/a] | Diff. [TWh/a] | Jahr- 2050 [TWh/a] | Sommer [TWh/a] | Winter [TWh/a] | Anlage- investition [GCHF] | Netz- investition [GCHF] | Gesamt- investition [GCHF] | Jahres- kosten [GCHF] |
| Endverbrauch | -57.2 | -6.0 | -63.2 | -30.3 | -32.9 | 122.2 | 43.6 | 165.8 | 12.8 |
| Wärmepumpen | -2.2 | -7.0 | -9.2 | -3.3 | -5.9 | 44.3 | 4.1 | 48.3 | 1.7 |
| Elektromobilität | -0.1 | -13.8 | -13.9 | -7.0 | -7.0 | 71.2 | 39.5 | 110.7 | 10.6 |
| Übrige | -54.9 | 14.8 | -40.1 | -20.1 | -20.1 | 6.8 | 0.0 | 6.8 | 0.5 |
| Energieumwandlung | -8.4 | -12.8 | -21.2 | -9.8 | -11.4 | 25.1 | 0.0 | 25.1 | 1.5 |
| Geowärmewerke | 0.0 | -2.7 | -2.7 | -0.6 | -2.1 | 22.5 | 0.0 | 22.5 | 1.3 |
| CO2-Abscheidung | 0.0 | -1.8 | -1.8 | -0.9 | -0.9 | 2.7 | 0.0 | 2.7 | 0.2 |
| Umwandlung | 0.0 | -2.9 | -2.9 | -1.5 | -1.5 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| Verluste | -8.4 | -5.3 | -13.8 | -6.9 | -6.9 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| Bruttoverbrauch | -65.6 | -18.8 | -84.4 | -40.2 | -44.3 | 147.3 | 43.6 | 190.9 | 14.3 |
Die Details für die erforderlichen Netzinvestitionen (Spalte 8) finden sich in der Rubrik «Stromnetz». Sie werden durch die 39,5 Mia. CHF für den aufgrund der Elektrifizierung des Strassenverkehrs notwendigen Netzausbau dominiert. Diese Kosten ergeben sich, weil in den EP2050+ davon ausgegangen wird, dass der Stromverbrauch der Elektromobilität in Perioden mit hohem Stromangebot und relativ tiefen Preisen verschoben wird. Es wird somit von einem marktorientierten Verbrauch ausgegangen. Daraus resultieren zusätzliche Netzausbaukosten, welche sich an den Mehrkosten von 22,0 Mia. CHF der beiden Szenarien «Heimladen» und «Marktladen» der Verteilnetzstudie orientieren.
Insgesamt belaufen sich die Investitionen für die Substitution der fossilen Energieträger auf 190,9 Mia. CHF. Die jährlichen Mehrkosten betragen 14,3 Mia. CHF/a.
Energieträger und Negativemissionen
Mit dem Ersatz der fossilen Energieträger entfallen auch deren Beschaffungskosten. Wie aus Tabelle 2 ersichtlich ist, wurden im Jahr 2019 für den Inlandverbrauch Erdölprodukte im Umfang von für 4,4 Mia. CHF, Gas für 0,8 Mia. CHF und Kerosin für den Flugverkehr für 1,2 Mia. CHF importiert. Die aufgrund des Wegfalls resultierende Einsparung von -6,4 Mia. CHF/a wurde unter der Position Fossile abgezogen.
Tabelle 2: Zusammenstellung des Energieträgerverbrauchs resp. der Negativemissionen der Jahre 2019 und 2050 und der zugehörigen Investitionen und Kosten. Die Kosten Inland/Ausland sind in Mio. CHF/TWh resp. Mio. CHF/Mt angegeben. (Quellen: Tab. 41 der Gesamtenergiestatistik, https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/versorgung/statistik-und-geodaten/energiestatistiken/gesamtenergiestatistik.exturl.html/aHR0cHM6Ly9wdWJkYi5iZmUuYWRtaW4uY2gvZGUvcHVibGljYX/Rpb24vZG93bmxvYWQvMTAxMzg=.html, https://georgschwarz.ch/direct-air-capture/, https://georgschwarz.ch/verpressung-im-untergrund/).
| Verbrauch/ Produktion | Jahr- 2019 | Diff. | Jahr- 2050 | Diff. Inland | Diff. Ausland | Kosten Inland [MCHF/u] | Kosten Ausland [MCHF/u] | Investition [Mia. CHF] | Jahres- kosten [Mia. CHF] |
| Fossile [TWh/a] | 163.3 | -146.2 | 17.1 | 0.0 | -146.2 | – | – | 0.0 | -6.4 |
| Erdöl | 98.8 | -92.7 | 6.1 | 0.0 | -92.7 | 0.0 | 47.6 | 0.0 | -4.4 |
| Erdgas | 32.0 | -30.4 | 1.6 | 0.0 | -30.4 | 0.0 | 25.0 | 0.0 | -0.8 |
| Kerosin | 22.5 | -22.5 | 0.0 | 0.0 | -22.5 | 0.0 | 53.2 | 0.0 | -1.2 |
| Fossiler Müll | 10.0 | -0.5 | 9.4 | 0.0 | -0.5 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| Biomasse [TWh/a] | 25.5 | 10.3 | 35.8 | -1.2 | 11.5 | – | – | 0.0 | 2.1 |
| Holz | 13.2 | -2.4 | 10.8 | -2.4 | 0.0 | 63.0 | 50 | 0.0 | -0.2 |
| Biogas | 1.7 | 15.0 | 16.8 | 2.9 | 12.1 | 29.0 | 200 | 0.0 | 2.5 |
| Biodiesel | 2.2 | -0.7 | 1.5 | 0.0 | -0.7 | 150.0 | 380 | 0.0 | -0.2 |
| Biomüll | 8.4 | -1.7 | 6.7 | -1.7 | 0.0 | 0.0 | 0 | 0.0 | 0.0 |
| PtX [TWh/a] | 0.0 | 31.9 | 31.9 | 1.9 | 30.0 | – | 0.0 | 10.2 | |
| Wasserstoff | 0.0 | 4.5 | 4.5 | 1.9 | 2.6 | 177.5 | 177.5 | 0.0 | 0.8 |
| Synthesediesel | 0.0 | 10.1 | 10.1 | 0.0 | 10.1 | 343.1 | 343.1 | 0.0 | 3.5 |
| Synthesekerosin | 0.0 | 17.3 | 17.3 | 0.0 | 17.3 | 343.1 | 343.1 | 0.0 | 5.9 |
| NET [Mt/a] | 0.0 | 16.4 | 16.4 | 0.0 | 16.4 | – | – | 0.0 | 2.7 |
| DAC-Ausland | 0.0 | 4.7 | 4.7 | 0.0 | 4.7 | 0.0 | 418.0 | 0.0 | 2.0 |
| Speicherung | 0.0 | 11.7 | 11.7 | 0.0 | 11.7 | 0.0 | 59.0 | 0.0 | 0.7 |
| Total | – | – | – | – | – | – | – | 0.0 | 8.6 |
Die Kosten für die Bereitstellung, Produktion und Import von Energie aus Biomasse steigen um 2,1 Mia. CHF/a. Dazu trägt insbesondere die vermehrte Biogasnutzung bei. Der Biogasverbrauch steigt um 15,0 TWh/ wovon 12,1 TWh/a importiert werden müssen. Der Preis von 29 CHF/MWh für inländisches Biogas wurde aufgrund der heutigen Produktionskosten abgeleitet (siehe). Als Preis für importiertes Biogas wurde auf die Angaben im Exkurs Wasserstoff der EP2050+ zurückgegriffen. Gemäss Abbildung 17 wird in den EP2050+ im Jahr 2050 für die Industrie von einem Biogaspreis von 200 CHF/MWh ausgegangen.
Die Preise für strombasierte Treibstoffe wurden ebenfalls dem Exkurs Wasserstoff entnommen. Gemäss dessen Tabelle 4 belaufen sich die Bereitstellungskosten beim Endverbraucher im Jahr 2050 auf 18 Rp./kWh für schweizerischen und 19 Rp./kWh für importierten Wasserstoff. Die reinen brennwertbezogenen Produktionskosten ohne Transport- und Vertriebskosten betragen rund 15 Rp./kWh. Umgerechnet auf den praxisrelevanten Heizwert resultiert ein Preis von 177 CHF/MWh. Davon lässt sich ein Preis von 343 CHF/MWh für synthetisches Kerosin oder Diesel ableiten (siehe).
Insgesamt belaufen sich die Mehrkosten für klimaneutrale Energieträger auf 12,3 Mia. CHF/a. Abzüglich der wegfallenden Kosten für die fossilen Energieträger verbleiben Nettomehrkosten von 5,9 Mia. CHF/a. Mengenmässig gehen die EP2050+ von einem starken Rückgang der Importe zurück, kostenmässig rechnen sie jedoch fast mit einer Verdoppelung.
Bezüglich der Negativemissionen wurde angenommen, dass 4,7 Mt/a mittels Direct-Air-Capturing im Ausland abgeschieden werden. Für den dazu benötigten Strom wird gemäss Tab. 4 Exkurs Wasserstoff der Preis für EU-Wind-Offshore von 93 CHF/MWh angenommen. Für die geologische Speicherung wurde von einer Verpressung in erschöpften Erdgasfeldern der Nordsee ausgegangen (siehe). Insgesamt kosten die Negativemissionen im Ausland 2,7 Mia. CHF/a.
Stromproduktion
Wie aus Tabelle 3 ersichtlich ist, wird die wegfallende Produktion der Kernkraftwerke sowie der Zusatzbedarf aufgrund des Ersatzes der fossilen Energieträger wird in den EP2050+ im Wesentlichen durch den Ausbau der Gebäudephotovoltaik um 31,4 TWh/a gedeckt. Kleinere Mehrbeiträge liefern die Wasserkraft mit 6,0 TWh/a, die Windenergie mit 4,2 TWh/a und die Geothermie mit 2,0 TWh/a. Diese Produktion reduziert sich aufgrund der Erhöhung der Restwassermengen um -1,9 TWh/a sowie der Abregelung und der Speicherverluste in den Batterien der Gebäudephotovoltaik um -3,0 TWh/a.
Tabelle 3: Produktionsmix des Basisszenarios der EP2050+ (Kosten in Mia. CHF).
| Verbrauch/ Produktion | Jahr- 2019 [TWh/a] | Diff. [TWh/a] | Jahr- 2050 [TWh/a] | Sommer [TWh/a] | Winter [TWh/a] | Anlage- investition [GCHF] | Netz- investition [GCHF] | Gesamt- investition [GCHF] | Jahres- kosten [GCHF] |
| Bedarf | -65.6 | -18.8 | -84.4 | -40.2 | -44.3 | 147.3 | 43.6 | 190.9 | 22.9 |
| Stromverbrauch | -65.6 | -18.8 | -84.4 | -40.2 | -44.3 | 147.3 | 43.6 | 190.9 | 14.3 |
| Energieträger | – | – | – | – | – | – | – | 0.0 | 5.9 |
| Negativemissionen | – | – | – | – | – | – | – | 0.0 | 2.7 |
| Produktion | 71.9 | 12.9 | 84.8 | 49.3 | 35.4 | 85.4 | 34.3 | 119.6 | 6.5 |
| Kernkraftwerke | 25.3 | -25.3 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | -1.2 |
| Wärmekraftwerke | 3.7 | -0.6 | 3.1 | 1.5 | 1.7 | -0.9 | 0.0 | -0.9 | 0.0 |
| Wasserkraftwerke | 40.6 | 6.0 | 46.6 | 26.0 | 20.6 | 7.9 | 0.0 | 7.9 | 0.5 |
| Restwasser | 0.0 | -1.9 | -1.9 | -1.0 | -1.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| Gebäude-PV | 2.2 | 31.4 | 33.6 | 23.1 | 10.5 | 65.3 | 20.4 | 85.7 | 5.2 |
| Windenergie | 0.1 | 4.2 | 4.3 | 1.7 | 2.7 | 4.5 | 0.8 | 5.2 | 0.4 |
| Geothermie | 0.0 | 2.0 | 2.0 | 1.0 | 1.0 | 8.6 | 0.0 | 8.6 | 0.6 |
| Batteriespeicher | 0.0 | -3.0 | -3.0 | -3.0 | 0.0 | 0.0 | 13.1 | 13.1 | 1.0 |
| Saldo | 6.3 | -5.9 | 0.3 | 9.2 | -8.8 | 232.7 | 77.9 | 310.6 | 29.4 |
Aufgrund des grossen Zubaus bei der Gebäudephotovoltaik fallen dort auch die grössten Investitionskosten an. Die Insalation der erforderlichen Solarmodule Kostet 65,3 Mia. CHF. Die Investitionen für den damit verbundenen Netzausbau belaufen sich auf 20,4 Mia. CHF. Dabei wurde angenommen, dass die maximale Leistung der Solarmodule auf 70% ihrer Nennleistung limitiert wird. Dadurch sinkt die Jahresproduktion nur unwesentlich um 3%, die Netzausbaukosten jedoch um 30%. Tratz dieser Reduktion hat die Gebäudephotovoltaik die höchsten Netzausbaukosten pro produzierter TWh/a aller Produktionstechnologien zur Folge. Hinzu kommt, dass in den EP2050+ vorgesehen ist, dass 70% aller Gebäudephotovoltaikanagen mit Batteriespeichern ausgerüstet werden. Diese verursachen zusätzliche Investitionen von 13,1 Mia. CHF.
Insgesamt belaufen sich die Investitionen für die benötigten zusätzlichen Produktionsanlagen auf 119,6 Mia. CHF. Die jährlichen Mehrkosten betragen 6,5 Mia. CHF/a.
Gesamtkosten
Die Investitionskosten der EP2050+ summieren sich auf insgesamt 310,6 Mia. CHF. Die damit verbundenen jährlichen Kapital- und Betriebskosten sowie die Mehrkosten für die Beschaffung klimaneutraler Energieträger und Negativemissionen belaufen sich auf 29,4 Mia. CHF/a. Bei einer angenommenen Bevölkerung von 10,3 Mio. Personen im Jahr 2050 resultieren somit Mehrkosten von 2’900 CHF pro Person und Jahr.