Szenarien für die Schweizer Stromzukunft · Dr. Almut Kirchner Vincent Rits Prognos AG Zürich,...
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Dr. Almut Kirchner
Vincent Rits
Prognos AG
Zürich, 31.08.2007
Fachtagung der Schweizerischen Energie-Stiftung SES, Zürich
Szenarien für die Schweizer Stromzukunft
Energieperspektiven Schweiz 2035 des BFE
2© Prognos AG
Projektanlage Energieperspektiven SchweizA
gen
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Agenda/Inhaltsübersicht
Szenarienanlagen
Angebotsvarianten
Ergebnisse
Interpretation
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Pro
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Energieperspektiven: Was und warum?
Langfristige Entwicklung und Entwicklungsmöglichkeiten des Energiesystems
Beurteilungsgrundlagen für– Sicherheit, Versorgungssicherheit, Verfügbarkeit– Wirtschaftlichkeit, volkswirtschaftliche Auswirkungen– Umweltauswirkungen– Generationengerechtigkeit, Nachhaltigkeit
Notwendigkeiten, Möglichkeiten, Grenzen staatlicher Interventionen
Differenzen zwischen der voraussichtlichen Stromnachfrage und der Entwicklung des heimischen Kraftwerksparks
Umgang mit den Zielkonflikten
Grundlage für Energiestrategie des Bundes
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Met
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dik
Energieperspektiven: Arbeitsprogramm und Methodik
Szenarien mit Zeithorizont bis 2035 („Vision“ bis 2050)
Modellgestützt: sektorale Bottom-up-Modelle (Energiesystemmodelle)– Private Haushalte, Gewerbe Handel Dienstleistungen, Industrie, Verkehr– Kraftwerkspark
Szenariendefinition, Sensitivitäten
Auswertungen nach verschiedenen Kriterien:– Energieträgermix– Umweltwirkungen– Versorgungssicherheit, Abhängigkeit
Politische Massnahmen und Instrumente
Laufzeit: ca. 3.5 Jahre
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Prozessorganisation
Modellrechnungen
PHH
GHD
Ind
Verk
KWP
Koord
UVEK - BFE
Begleitgruppe22 Sitzungen Wissenschaft
Verbände Energie
Technik, Energie-agenturen
Anlagen-technik, Energie-forschung
Forum10 SitzungenParteien
Wirtschaftsverbände
Umwelt-verbände
Verbraucher-schutz
Prognos AG
CEPE
Prognos AG
Infras AG
Basics AG
vw-CGEecoplan
PR
OZ
ES
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Pro
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Die Teams
Basics AGDr. Walter BaumgarterOrsolya Ebert
CEPEDr. Bernard AebischerGiacomo Catenazzi
EcoplanAndré MüllerDr. Frank Vöhringer
Infras AGMario Keller
Prognos AGPeter Hofer (PHH) Vincent Rits (Elektrizität) Dr. Almut Kirchner (Koordination und Elektrizität)
BFEMartin Renggli (Leitung)Dr. Felix AndristDr. Michel PiotThomas Volken
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init
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Szenariendefinition
Grundszenarien
I „Energiepolitik weiter wie bisher“ (Referenzentwicklung)
II „Verstärkte Zusammenarbeit“
III „Neue Prioritäten“
IV „Wege zur 2000-Watt-Gesellschaft“
Elektrizitätsangebot
Kernkraft
Erdgas-Kombikraftwerke
Dezentral - fossil
Regenerativ
Importe
Mischungen
Sensitivitäten
BIP hoch
Preise hoch
Klima wärmer
KKW-Laufzeiten
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Szenarienanlage I
I – „weiter wie bisher“
EnergieSchweiz 45 Mio p.a.
Kantonale Globalmittel 40 Mio. p.a. Regenerative und Effizienz
Initiativen von Energiedienstleistungsunternehmen
„15-Räppler“
Ordnungsrecht im Baubereich
EnergieEtikette auf Elektrogeräten, evtl. Fahrzeugen
Vereinbarungen mit den AutoimporteurenEffizienzverbesserungen der Neuwagenflotte
„Historisch“: Ib mit CO2-Abgabe auf Brenn- und Treibstoffen
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Szenarienanlage II
II – „Verstärkte Zusammenarbeit“
CO2-Abgabe auf Brennstoffen, 35 CHF/t (ca. 9 Rp / l Heizöl EL)
Zielvereinbarungen Wirtschaft (mit „Drohkulisse“)
Kooperation zwischen Branchen und Verbänden (z.B. Energiewirtschaft mit Banken)
Least cost planning
Stärkere Agenturarbeit, Transaktionsinstrumente
„Klimarappen“ – 70 Mio. CHF/a für Brennstoffeffizienz
„Stromrappen“ – 50 Mio CHF/a für Stromeffizienz
330 Mio. CHF p.a. für neuen Regenerativ-Strom (Netzumlage, bis 0.6 Rp/kwh)
Ergebnis: Wie weit kommt man mit verstärkter Ausschöpfung betriebswirtschaftlich rentabler Massnahmen?
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Szenarienanlage III
III – „Neue Prioritäten“
Zielszenario: - 20 % EEV p.c. bis 2035, -20 % CO2 bis 2035,Ziele für Anteil Regenerative an Wärme, Treibstoff, Strom
Methode: – Best practice in allen Bereichen – Schnelle, aber stetige Diffusion– Reduktion Umsetzungshemmnisse – „Potenzialvariante“– Weiterentwicklung der „best practice“-Technologien
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2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Referenz Bestgerätestrategie III Potenzial Bestgerätestrategie III
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Szenarienanlage IV
IV – „Wege zur 2000-Watt-Gesellschaft“
Zielszenario, ambitioniert: -35 % EEV p.c. bis 2035, -35 % CO2 bis 2035, Anteile Regenerative an Wärme, Strom, Treibstoffen
III Potenzialvariante hat Grenzen gezeigt
Technologieentwicklung: Beiträge der neuen Schlüsseltechnologien
– Information und Kommunikation – Messen/Steuern/Regeln
– Mikrosystemtechnologie
– Biotechnologie
– Nanotechnologie
Methode: Thesenentwicklung mit IIASA, Kompakt-Delphi mit Experten
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Elektrizitätsnachfrage nach Sektoren (Sz I)
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
PJ
Verkehr Industrie Dienstleistungen Haushalte
33.3 %
40.7 %
14.3 %
33.3 %
Wachstum 2000 – 2035: + 29.0 % Erg
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Elektrizitätsnachfrage nach Szenarien
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
TW
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Sz I TrendSz II TrendSz III TrendSz IV Trend
+29.1 %+22.5 %+13.4 %-2.1 %
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Elektrizitätsnachfrage nach Szenarien (inkl. Sensitivitäten)
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Ia Ia BIP hoch Ia Preis 50 $ I a Klima wärmer
Ib Ib BIP hoch Ib Preis 50 $ Ib Klima wärmer
II II BIP hoch II Preis 50 $ II Klima wärmer
III III Pot III BIP hoch III Klima wärmer
IV IV BIP hoch IV Klima wärmer
PJ
Erg
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15© Prognos AG
Stromlücke / Leistungsdefizit
Definition:
Entwicklung des bestehendes Kraftwerkspark ohne Neubauten (Arbeit / Leistung)
Exogene Elektrizitätsnachfrage (Arbeit / Leistung)
-> Stromlücke / Leistungsdefizit
Aufgaben:
Versorgungssicherheit (1): Arbeitsnachfrage decken
Versorgungssicherheit (2): Leistung bei klimatologischen Extremsituationen und Ausfall Kraftwerke bereitstellen
Str
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e / L
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gsd
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Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks
Annahmen:
Absterben des bestehendes Parks: keine Neubauten
Heute schon bekannten bzw. im Bau befindlichen Leistungszuwächse im vorhandenen Park berücksichtigt
nur die vertraglich fixierten Bezugsrechte (und Lieferverpflichtungen) berücksichtigt
Statistik bis 2003 (teilweise bis 2005)
Bes
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end
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raft
wer
ksp
ark
17© Prognos AG
Lebensdauer der Kernkraftwerke
Variation der Laufzeiten der Kernkraftwerke:– KKW 40 Jahre – KKW 50/60 Jahre
(Beznau und Mühleberg 50 Jahre, Gösgen und Leibstadt 60 Jahre) (Ref.)– KKW 60 Jahre
Voraussichtliches Jahr des Betriebsendes der Kernkraftwerke, nach Sensitivitätsvariante:
204420442024Leibstadt (1'165 MWel)
203920392019Gösgen (970 MWel)
203220222012Mühleberg (355 MWel)
203220222012Beznau II (365 MWel)
202920192009Beznau I (365 MWel)
KKW 60 Jahre(Verlängerung)
KKW 50/60 Jahre(Referenz)
KKW 40 Jahre(Ausstieg)
Jeweils Laufzeit bis Ende des Jahres:
Leb
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auer
Ker
nkr
aftw
erke
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W-P
ark
Erhöhte Stromimporte (Bezugsverträge: „Parks“)
Leistungserhöhungen der Kernkraftwerke: 1990 und 2000
Wachstum bei der Wärme-Kraft-Kopplung und der Stromerzeugung aus KVA.
(neue) Erneuerbare Energien: hohe relative Zuwachsraten, absolut gering.
Den arbeitsseitigen und leistungsseitigen Zuwächsen zwischen 1990 und 2005 steht die steigende Elektrizitätsnachfrage gegenüber.
Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks + Nachfrage: 1990-2005
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Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks + Nachfrage
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
TWhel
Wasserkraft Kernenergie Fossil-therm. KW und WKK Bezugsrechte 1) Erneuerbare 2)
Hydrologisches Jahr1) Saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0 2) gekoppelt und ungekoppelt
Landesverbrauch + Verbrauch der bestehenden Speicherpumpen: Sz. I Sz. II Sz. III Sz. IV
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
TWhel
Wasserkraft Kernenergie Fossil-therm. KW und WKK Bezugsrechte 1) Erneuerbare 2)
Winterhalbjahr1) Saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0 2) gekoppelt und ungekoppelt
Landesverbrauch + Verbrauch der bestehenden Speicherpumpen: Sz. I Sz. II Sz. III Sz. IV
Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks + Nachfrage
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Laufwasserkraft Kernkraft Bezugsrechte sonstige Grundlast Mittellast Speicherkraft sonstige Spitzenlast
MW
el
Sommer
maximale Last
maximale Last Inland
Sz. IVSz. IIISz. IISz. I
Sz. IV
Sz. IIISz. II
Sz. I
Leistung: Hitzewelle, K-2
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Annahmen: Engpassleistung, 1 KKW in Revision, 1 Kraftwerk fällt aus
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Laufwasserkraft Kernkraft Bezugsrechte sonstige Grundlast Mittellast Speicherkraft sonstige Spitzenlast
MW
el
Winter
Maximale Last
Sz. IV
Sz. IIISz. IISz. I
Leistung: Kältewelle, K-1
Lei
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Annahmen: Engpassleistung, ein Kraftwerk fällt aus
Inland
23© Prognos AG
An
geb
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vari
ante
n
Angebotsvarianten
Var GVar D&EVar C&EVar EVar DVar CVar BVar A
Fossil Dezentral
+ EE
Fossil Zentral + EE
Sz IV
Sz III
Sz II
Sz I
Importe EEFossil
DezentralFossil Zentral
Fossil Zentral
+ NuklearNuklear
24© Prognos AG
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: S
zI
Lücke Jahr: 22.3 TWh
Lücke Winter: 16.1 TWh
(Autonomer) Zubau Wasserkraft, WKK, Erneuerbare Energien
Varianten:
A „Nuklear“: 2 KKW je 1'600 MWel (+ Importe 2018-2030)
B „Nuklear + Fossil zentral“: 5 GuD je 550 MWel + 1 KKW
C „Fossil zentral“: 7 GuD
G „Importe“: 20.0 TWh, 3'329 MWel
Bem.: Sprung in Nachfrage (2013-2015) und Angebot (Wasserkraft) durch unterstellten Bau der neuen Pumpspeicherkraftwerke (Grimsel, Emosson,Linth-Limmern). Für alle Szenarien gültig.
Ergebnisse Szenario I
25© Prognos AG
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zI
Ergebnisse Szenario I: Beispiel Var. B
5 GuD
1 KKW
26© Prognos AG
RaB: Rahmenbewilligung UVP: Umweltverträglichkeitsprüfung BaB: Baubewilligung PGV: PlangenehmigungsverfahrenBeB: Betriebsbewilligung
Bewilligungs- und Bauzeiten KKW, GKW
Quelle: BFE, 2007, eigene Darstellung
2008 2010 2020 203020252015
Bauzeit
BeB
BeB
BaB
BaB
RaB
BeB-Verfahren
BaB-Verfahren
RaB-Verfahren
KKW
Gas-KWBauzeit
PGV
UVP
Bew
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it
27© Prognos AG
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zII
Lücke Jahr: 18.6 TWh
Lücke Winter: 14.1 TWh
Autonomer Zubau Wasserkraft, WKK
Förderung EE: 330 Mio CHF / a (nominal)-> Zubau von 5.7 TWh (excl. 3.2 TWh bestehende Kleinwasserkraft)
Varianten:
A „Nuklear“: 2 KKW (+ Importe 2018-2030)
B „Nuklear + Fossil zentral“: 3 GuD + 1 KKW
C „Fossil zentral“: 5 GuD
G „Importe“: 12.7 TWh, 2'214 MWel
Ergebnisse Szenario II
28© Prognos AGQuelle:BFE/Piot, 2006, eigene Darstellung
Po
ten
zial
beg
riff
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Potenzialbegriffe
Theoretisches Potenzial
Technisches Potenzial
Soziale Akzeptanz
Ökologisches Potenzial
Wirtschaftliches Potenzial
Erwartetes Potenzial
29© Prognos AG
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: S
zII
Ergebnisse Sz II: Förderung EE mit 330 Mio CHF / a
1‘500Wasserkraft bis 10 MWel
1859151'675 KVA (erneuerbarer Teil)
600600n.a.Geothermie
745 750n.a.Windenergie
145 16515'000-18'000 Photovoltaik
1'135 1'150 2'300 Biogas
195 300400Klärgasanlagen (ARA)
320 3551'700 Biomasse (Holz)
davon Ausbau gegenüber 2003
Erwartet in 2035in Szenario II
Technisch
Potenziale in Szenario II, nach Technologie(gruppe)n, in GWhel/a
30© Prognos AG
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zIII
Lücke Jahr: 13.5 TWh Lücke Winter: 11.4 TWh
WKK, EE als eigenständige Variante: wie weit müssen die (technischen) Potenziale ausgeschöpft werden?
Holz-Erdgas-Kombikraftwerk in den Varianten C und C&E
Varianten:A „Nuklear“: 1 KKW + 1.1 TWh neue ImporteC „Fossil zentral“: 4 GuDD „Fossil dezentral“: 17.8 TWh WKKE „Erneuerbare Energien“: 16.5 TWh EE + 2.6 GWKC&E „Fossil zentral + EE“: 3 GuD + 8.1 TWh EED&E „Fossil dezentral + EE“: 12.1 TWh EE + 9.6 TWh EEG „Importe“: 11.5 TWh, 1'913 MWel
Ergebnisse Szenario III
31© Prognos AG
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zIV
Lücke Jahr: 5.0 TWh
Lücke Winter: 6.6 TWh
WKK, EE als eigenständige Variante: wie weit müssen die (technischen) Potenziale ausgeschöpft werden?
Varianten:
A „Nuklear“: 1 KKW (+ Importe 2018-2030)
C „Fossil zentral“: 3 GuD
D „Fossil dezentral“: 11.5 TWh WKK
E „Erneuerbare Energien“: 10.3 TWh EE + 1.0 GWK
D&E „Fossil dezentral + EE“: 7.6 TWh EE + 6.2 TWh EE
G „Importe“: 6.6 TWh, 1'100 MWel
Ergebnisse Szenario IV
32© Prognos AG
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Ergebnisse: Fossile WKK nach Szenario und Variante
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Sz I Sz II Sz III Sz III Sz III Sz III Sz III Sz IV Sz IV Sz IV Sz IV
alleVarianten
AlleVarianten
Var. A, C,G
Var. D Var. E Var. C&E Var. D&E Var. A, C,G
Var. D Var. E Var. D&E
GW
hel
Haushalt WKK Siedlungs WKK Industrie WKK Fernwärme KVA - Fossil
Heute
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18'000
Sz I Sz II Sz III Sz III Sz III Sz III Sz III Sz III Sz IV Sz IV Sz IV Sz IV
alleVarianten
AlleVarianten
Var. A, G Var. C Var. D Var. E Var. C&E Var. D&E Var. A, C,G
Var. D Var. E Var. D&E
GW
hel
ARA Biogas Biomasse (Holz) KVA - Reg PV Wind Holzgas für GuD Geothermie Ausbau Kleinwasserkraft
Ergebnisse: Erneuerbare nach Szenario und Variante
Heute
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34© Prognos AG
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Übersicht wichtigste Ergebnisse Elektrizität:Kenndaten in 2035
6.65.06.6 TWh Importe
(1'100 MW)
7.6 TWh WKK
6.2 TWh EE-
10.3 TWh EE
1.0 TWh GWK
11.5 TWh WKK
3 GuD-1 KKW„Weg zur 2000-Watt-Gesellschaft“
IV
11.313.511.5 TWh Importe
(1'913 MW)
12.1 TWh WKK
9.6 TWh EE
3 GuD *8.1 TWh EE
16.5 TWh EE
2.6 TWh GWK
17.8 TWh WKK
4 GuD *-1 KKW
1.1 TWh Importe
„Neue Prioritäten“III
5.7 TWh EE5.7 TWh EE5.7 TWh EE5.7 TWh EE330 Mio. CHF/a für neue Erneuerbare
14.118.6
12.7 TWh Importe
(2'114 MW)----
5 GuD3 GuD1 KKW
2 KKW„Verstärkte Zusammenarbeit“
II
16.122.320.0 TWh Importe
(3'329 MW)----7 GuD
5 GuD1 KKW
2 KKW„Weiter wie bisher“I
WiJahrImportFossil-
dezentral + EE
Fossil-zentral + EE
Erneuerbare Energien
Fossil-dezentral
Fossil-zentral
Nuklear und fossil-zentral
Nuklear
Lücke in 2035 in TWh
Var. GVar. D&EVar. C&EVar. EVar. DVar. CVar. BVar. A
* mit Holzgaszufeuerung in Erdgaskraftwerken, mit Ausnahme von Chavalon
35© Prognos AG
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Übersicht wichtigste Ergebnisse Elektrizität:diskontierte Gesamtkosten 2004-2035 (Mrd. Franken)
6.65.09.117.517.116.79.58.7„Weg zur 2000-Watt-Gesellschaft“
IV
11.313.513.928.119.9 **26.927.915.2 **13.2„Neue Prioritäten“III
330 Mio. CHF/a für neue Erneuerbare
14.118.617.518.017.616.7
„Verstärkte Zusammenarbeit“
II
16.122.316.316.816.415.1„Weiter wie bisher“I
WiJahrImport *Fossil-
dezentral + EE
Fossil-zentral + EE
Erneuerbare Energien
Fossil-dezentral
Fossil-zentral
Nuklear und fossil-zentral
Nuklear *
Lücke in 2035 in TWh
Var. GVar. D&EVar. C&EVar. EVar. DVar. CVar. BVar. A
Allg.: Exporterlöse sind abgezogen, Zuschlag für CO2-Kosten (inländische Kraftwerke). Alle Kosten ab Klemme Kraftwerke* Importe in Varianten A und G ohne zusätzliche Kosten für Netze im Ausland, mit Zuschlag für CO2-Kosten (ausländische Kraftwerke)** mit Holzgaszufeuerung in Erdgaskraftwerken, ausser Chavalon
Gesamtwirtschaftliche Betrachtung
Realzinssatz 2.5 %
diskontiert
36© Prognos AG
Erg
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Übersicht wichtigste Ergebnisse Elektrizität:durchschnittliche reale Stromgestehungskosten (Rp./kWhel)
6.65.04.87.47.07.54.74.3„Weg zur 2000-Watt-Gesellschaft“
IV
11.313.54.87.96.1 **7.28.15.1 **4.4„Neue Prioritäten“III
330 Mio. CHF/a für neue Erneuerbare
14.118.65.15.04.74.4
„Verstärkte Zusammenarbeit“
II
16.122.34.44.44.23.9„Weiter wie bisher“I
WiJahrImport *Fossil-
dezentral + EE
Fossil-zentral + EE
Erneuerbare Energien
Fossil-dezentral
Fossil-zentral
Nuklear und fossil-zentral
Nuklear *
Lücke in 2035 in TWh
Var. GVar. D&EVar. C&EVar. EVar. DVar. CVar. BVar. A
Allg.: Exporterlöse sind abgezogen, Zuschlag für CO2-Kosten (inländische Kraftwerke). Alle Kosten ab Klemme Kraftwerke* Importe in Varianten A und G ohne zusätzliche Kosten für Netze im Ausland, mit Zuschlag für CO2-Kosten (ausländische Kraftwerke)** mit Holzgaszufeuerung in Erdgaskraftwerken, ausser Chavalon
Gesamtwirtschaftliche Betrachtung
Realzinssatz 2.5 %
diskontiert
37© Prognos AG
Ver
sorg
un
gss
ich
erh
eit
Versorgungssicherheit: Hitze- und Kältewelle
Versorgungssicherheit nach Zubau neuer Kraftwerke in klimatologischen Extremsituationen gewährleistet
Sowohl bei zentralen als auch dezentralen Optionen; Klumpenrisiko möglich
In den Zielszenarien III und IV entschärfen sich die Situationen durch die geringeren Leistungsnachfragen für alle Angebotsvarianten.
Erheblicher Beitrag der Speicherkraftwerke an der Grundlast
Auswirkungen auf Folgejahr(e) (siehe nächste Folie)
38© Prognos AG
Ver
sorg
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gss
ich
erh
eit
Versorgungssicherheit: Auswirkungen einer Hitze- und Kältewelle auf den Speicherinhalt
Speicherinhalt
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20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep
Hoch Tief
Kältewelle
Hitzewelle
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Schlussfolgerungen (1)
Optionen:– Massive Erhöhung der Effizienz– Zubau neuer Kraftwerke (zentral, dezentral)– Verstärkte Importe aus dem Ausland– Kombinationen aus allen Optionen
Stromlücke in 2035 bewegt sich zwischen:– Sz I Klima Wärmer: 27.0 TWhel
– Sz IV Trend: 5.0 TWhel
Stromlücke ab (Winterhalbjahr):– Sz I - III: 2018– Sz IV: 2020
Sch
luss
folg
eru
ng
en
40© Prognos AG
Schlussfolgerungen (2)
Grundsätzliche politische Entscheidungen und Klärung bzw. Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen.
schnelles Handeln für die Schweiz notwendig -> Versorgungsengpässe
Strom sparen kann das Problem in allen Varianten grundsätzlich und zum Teil sogar erheblich (vgl. Szenarien III und IV), entschärfen, jedoch nicht lösen.
Substanzielle Veränderungen auf Nachfrage- und Angebotsseite sind technisch und wirtschaftlich möglich, sie kommen aber nicht von selbst.
Versorgungssicherheit nach Zubau neuer Kraftwerke in klimatologischen Extremsituationen gewährleistet (flexibler Einsatz Speicherkraftwerke).
Abhängigkeit vom Ausland in 2035: Ca. 50%
Sch
luss
folg
eru
ng
en
41© Prognos AG
Schlussfolgerungen (3)
CO2-Emissionen (sowie NOx und Staub) können in einzelnen Szenarien zunehmen.
Übergangslösung(en) notwendig?
Politik: Prioritäten setzen, Randbedingungen vorgeben und Diskussionsprozesse einleiten
Sch
luss
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42© Prognos AG
Dezentral vs. Zentral, Auslegungszeitpunkte
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Kritische Zeitpunkte: 2023-2025
2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Stromlücke Szenario III
Logistic (S-Kurve) ~ Erneuerbare
Linear ~ Fossile WKK
Stufen/Blöcke ~ zentral
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Anzahl Anlagen Stromerzeugung
Planungs- und Bauzeit je Kraftwerk
Zeit
Dezentral Zentral
Planungs- und Bauzeit je Kraftwerk
Zeit
Dezentral vs. Zentral, zeitliche Entwicklung
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Entscheidungen müssen frühzeitig vorgenommen werden
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Fazit – die ethische Dimension des Aushandlungsprozesses
Was wollen wir uns leisten?
Was nehmen wir dafür in Kauf ?
Was sind wir bereit und in der Lage,zu verantworten?
KomfortMobilitätWirtschaftIndustriestandardsExporteSicherheit
KostenKomplexitätRisiken – Umwelt, GesundheitAbhängigkeitenEinschränkungenVerwundbarkeit
KlimarisikenKernkraftrisikenProliferationglobale DisparitätenSoziale Disparitäten(Ungleichverteilung von Zugängen und Chancen)
Eth
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45© Prognos AG
Bände:1 Synthese2 Szenarien I bis IV3 Volkswirtschaftliche Auswirkungen4 Exkurse5 Analyse und Bewertung des Elektrizitätsangebotes
Sektorberichte:Private HaushalteDienstleistungenIndustrie Verkehr
www.energie-perspektiven.ch
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Berichte
Sonstige:EnergiebilanzenHöchstpreisszenario
46© Prognos AG
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
Dr. Almut Kirchner
Marktfeldleiterin Energiepolitik
Prognos AG
Henric Petri-Strasse 9
CH-4010 Basel
Telefon +41 - (0)61 - 3273 331
Telefax +41 - (0)61 - 3273 300
E-mail [email protected]
Web www.prognos.com
Vincent Rits M.Sc.
Projektleiter Energiepolitik
Prognos AG
Henric Petri-Strasse 9
CH-4010 Basel
Telefon +41 - (0)61 - 3273 329
Telefax +41 - (0)61 - 3273 300
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Ihre Ansprechpartner:
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Anhang
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Ergebnisse Sz I: Elektrizitätsmix
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Wasserkraft Kernkraft Fossil Erneuerbare Energien Import- oder Exportsaldo
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Wasserkraft Kernkraft Fossil Erneuerbare Energien Import- oder Exportsaldo
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Ergebnisse Sz II: Elektrizitätsmix
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Var. A Var. C Var. D Var. E Var. C&E Var. D&E Var. G
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Wasserkraft Kernkraft Fossil Erneuerbare Energien Import- oder Exportsaldo
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Ergebnisse Sz III: Elektrizitätsmix
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Var. A Var. C Var. D Var. E Var. D&E Var. G
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Wasserkraft Kernkraft Fossil Erneuerbare Energien Import- oder Exportsaldo
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Ergebnisse Sz IV: Elektrizitätsmix
52© Prognos AG
Szenario III, Variante Erneuerbare Energien, Winter
Zubau und Lücke, kritischer Punkt ist 2020/2023, starke Wachstumsraten dezentraler Anlagen
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2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Winterhalbjahr
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Pumpspeicher
Geothermie
Photovoltaikanlagen
Windenergieanlagen
Biomasse (Holz)
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Biogas
KVA (50% EE-Anteil)
fossile WKK(Autonomer Zubau)
Wasserkraft
Lücke Winter (neue Pumpspeicher)
Lücke Winter
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53© Prognos AG
Szenario III, Variante Erneuerbare Energien, hydrol. Jahr
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15'000
20'000
25'000
30'000
2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Hydrologisches Jahr
GW
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Pumpspeicher
Geothermie
Photovoltaikanlagen
Windenergieanlagen
Biomasse (Holz)
ARA
Biogas
KVA (50% EE-Anteil)
fossile WKK(Autonomer Zubau)
Wasserkraft
Lücke Winter (neue Pumpspeicher)
Lücke Winter
Zubau und Lücke
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