Auch wenn die Inhalte der Energiestrategie 2050 viel diskutiert werden, steht eines fest: neue Ideen sind gefragt! Mit solchen setzt sich das "Global Observatory" des SCCER-SoE intensiv auseinander. Leiter dieses Tasks ist Peter Burgherr, der für die zweite Ausgabe dieses Newsletters Red und Antwort gestanden ist. Ausserdem wird das neue Projekt FLEXSTOR vorgestellt und eine Schweiz beleuchtet, die ausschliesslich durch erneuerbare Energien versorgt wird. Den Anfang macht aber ein Rückblick auf die wichtige jährliche Beurteilung des SCCER-SoE durch die KTI.

Ende 2015 hat das SCCER-SoE einen wichtigen Meilenstein erreicht: die jährliche Beurteilung durch ein Expertengremium im Auftrag der Kommission für Technologie und Innovation (KTI) fiel positiv aus. Besonders hervorgehoben wurden die gut genutzten Synergien zwischen der Geothermie und der Wasserkraft (z. B. in den Bereichen Risikomanagement und gesellschaftliche Akzeptanz), die erfolgreiche Mittelbeschaffung, die effiziente Personalentwicklung, der intensive interne Austausch sowie die ausführliche Zusammenstellung aller Projekte im Science Report.

Als Nächstes steht Ende März das Einreichen des Antrags für die zweite Phase des SCCER-SoE an. Diese Phase sieht für die Jahre 2017 bis 2020 vor, wichtige Pilotprojekte umzusetzen und Technologien weiterzuentwickeln, um die Ziele der Energiestrategie 2050 rechtzeitig und vollständig realisieren zu können.

Peter Burgherr arbeitet am Paul Scherrer Institut und ist Leiter des "Global Observatory" (GO) des SCCER-SoE (Task 4.2). Das GO befasst sich mit potenziell verfügbaren Stromversorgungstechnologien, die zur Energiewende beitragen könnten. Nebst inländischen Technologien werden auch mögliche Importoptionen auf ihre Potenziale, Umweltauswirkungen und Kosten hin analysiert. Die in das Projekt involvierten WissenschaftlerInnen kommen aus diversen Fachrichtungen: Ingenieur- und Umweltwissenschaften, Physik sowie Geowissenschaften.

Welche eher unbekannten Technologien untersucht das GO?
Zusätzlich zu den bereits in den vorherigen Energieperspektiven betrachteten Stromimporten aus solarthermischen und -chemischen Kraftwerken sowie der Offshore-Windenergie werden im GO auch Importe von Meeresenergie detaillierter dargestellt; sprich neben Wellenkraftwerken etwa auch Gezeitenkraftwerke in die Untersuchung integriert. Weitere Technologien umfassen solche, die noch nicht vollständig ausgereift sind, z. B. fossile Optionen mit CO2-Abscheidung und –Speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS), die petrothermale Tiefengeothermie (Enhanced Geothermal Systems, EGS), Brennstoffzellen, ein weites Spektrum von Biomasseoptionen und die Kernenergie der Generation IV. Schliesslich führen wir auch ein Technologiescreening durch, das evtl. vielversprechende Technologien zur Stromproduktion, die sich heute in einem frühen Entwicklungsstadium befinden, qualitativ darstellt und diskutiert.

Wie schätzt das GO den zukünftigen Kostenverlauf einzelner Technologien ab?
Die Kosten der verschiedenen Technologien werden mit einem einheitlichen Ansatz bestimmt, der auf der sogenannten Levelized Cost (Stromerzeugungskosten) Methode oder dem Konzept des Life Cycle Costing (LCC) basiert. Dabei werden alle Kosten auf das Datum der Inbetriebnahme des Kraftwerks diskontiert, also entweder vorwärts (z. B. Konstruktionsphase) oder rückwärts für die Betriebskosten (z. B. Treibstoffkosten, fixe und variable Betriebskosten, Unterhaltskosten). Ausserdem müssen Kosten für den Rückbau der Anlage sowie für die Wiederherstellung des Standorts, die Abfallbehandlung und –Lagerung miteinbezogen werden. Dieser Nettobarwert (Net Present Value) wird über die Lebensdauer der Anlage amortisiert, und die durchschnittlichen jährlichen (annualisierten) Kosten dividieren wir durch die erwartete jährliche Erzeugung. Die Kosten für zukünftige Technologien (bis 2050) bestimmt das GO mittels Lernkurven, Literaturstudien, Expertenwissen und Kontakten zu Technologieentwicklern aus Industrie und Forschung.

Viele Personen stehen der Tiefengeothermie skeptisch gegenüber, weil sie negative Auswirkungen befürchten. Worin besteht gemäss dem GO jedoch das grösste Potential dieser Technologie für die Schweiz?
Die Tiefengeothermie ermöglicht eine dezentrale Stromversorgung für den Grundlastbereich bei gleichzeitiger Nutzung der Abwärme in Fernwärmenetzen und als Prozesswärme für Industriebetriebe. Strom aus Tiefengeothermie-Kraftwerken weist unter normalen Betriebsbedingungen eine günstige Umweltbilanz auf, vor allem hinsichtlich des Klimaschutzes. Eine weitere Förderung der Geothermieproduktion ist jedoch notwendig, um die Kosten zu senken und den Markt zu vergrössern.

Als Ersatz für die Kernenergie steht die Wasserkraft momentan an erster Stelle. Was ist gemäss dem GO der grösste Vor- und Nachteil dieser Technologie?
Die Wasserkraft kann den Anteil der Kernenergie nicht alleine kompensieren, denn die erwartete Erhöhung des Wasserkraftanteils entspricht nur ca. 10 Prozent der nuklearen Stromerzeugung. Das heisst, das Potenzial der Wasserkraft ist klar tiefer als jenes von Photovoltaik, Wind, Biomasse oder tiefer Geothermie.
Im Rahmen der Energiestrategie 2050 soll die jährliche Produktion aus Wasserkraftanlagen von heute rund 36‘000 Gigawattstunden (GWh) bis ins Jahr 2050 auf rund 38‘600 GWh ausgebaut werden. Hierfür ist es notwendig, dass bestehende Kraftwerke erneuert und ausgebaut werden, aber auch neue Wasserkraftanlagen erstellt werden. Dabei gilt es, die ökologischen Anforderungen im Rahmen des Gewässerschutzgesetzes zu berücksichtigen. Insbesondere bei Aus- und Neubauten stellt deshalb die gesellschaftliche Akzeptanz die grösste Herausforderung dar, obwohl Treibhausgas-Emissionen bei der Stromerzeugung mit Wasserkraftwerken sehr tief sind. Ausserdem verfügt die Wasserkraft über weitere Vorteile wie operationelle Flexibilität, Nutzung einheimischer Ressourcen, hohe Zuverlässigkeit und meist moderate Kosten.

Das Team des SCCER-SoE Tasks 4.1 hat untersucht, wie ein ausschliesslich mit erneuerbaren Energien versorgtes Schweizer Energiesystem aufgebaut sein müsste. Die Resultate zeigen, dass eine optimale Infrastruktur auf einer sorgfältigen Abwägung zwischen den räumlich ausgleichenden Effekten eines dichten Übertragungsnetzes und den zeitlich ausgleichenden Effekten von Speicherkapazitäten beruhen würde.

Einerseits bedürfte es einer grossen Übertragungskapazität, um mit der mehrheitlich in den dünn besiedelten Alpenregionen produzierten Energie die wesentlich grössere Nachfrage im nördlichen Flachland zu bedienen. Andererseits wäre ein Ausbau der Speicherkapazitäten notwendig, um den saisonalen Schwankungen der Energieproduktion und des Verbrauchs entgegenzuwirken (im Sommer, wenn der Verbrauch niedrig ist, produzieren Sonnen- und Wassergeneratoren mehr Energie als im Winter, wenn die Nachfrage am höchsten ist). Zudem wäre der Handel mit Energie aus Nachbarländern ein unvermeidlicher Bestandteil des Systems.

Als Basis für die Berechnungen der potentiellen Netzeinspeisungen durch erneuerbare Energien diente dem Projekt eine Reihe meteorologischer Datensätzen der Jahre 2010 bis 2014. Die Daten zur solaren Einstrahlung stellte MeteoSchweiz zur Verfügung. Jene über die Windenergie erarbeitete der Doktorand Bert Kruyt mit Hilfe von Modellierungen. Annahmen über die zukünftige Einspeisung durch Geothermie wurden anhand von Daten der Geo-Energie Suisse AG berechnet und Informationen über das Abflussverhalten von Gewässern vom Bundesamt für Umwelt bezogen. Betriebseigenschaften von Wasserkraftwerken aus der Statistik der Wasserkraftanlagen des Bundesamts für Energie kombinierte die Gruppe mit geographischen Informationen des Bundesamts für Landestopografie. Netzdaten stammen von Swissgrid und Daten über die Bevölkerungsdichte wurden beim Bundesamt für Statistik eingeholt, um den Energieverbrauch räumlich zu verteilen.

Die weiterführenden Forschungsarbeiten zielen darauf ab, die zuvor beschriebene optimale Ausgestaltung mittels verschiedener Energie- und Klima-Zukunftsszenarien quantitativ zu definieren.

Die Arbeit dieses Projekts wurde an der 25. Annual European Safety and Reliability Conference präsentiert. Weitere Informationen finden Sie im daraus resultierenden Bericht oder auf der Projektwebseite.

Monatlich
Conférences publiques organisées par le laboratoire de constructions hydrauliques (LCH) in Lausanne

17. - 22. April 2016
EGU General Assembly 2016 in Wien mit der Session "Emerging technologies and challenges in the development of deep geothermal energy"

26. Mai 2016
5. Internationaler Geothermie-Kongress in St. Gallen mit dem Thema "Investitionen in die Tiefengeothermie - was fehlt?"

9. September 2016
Weiterbildungstagung "Software für die angewandte Hydrologie - Anregungen für die Praxis" in Bern

10. - 12. Oktober 2016
HYDRO 2016 Konferenz und Ausstellung in Montreux

14. - 18. November 2016
13th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT-13) im SwissTech Convention Center in Lausanne.