2 Methode 2.1 Szenarien
3.2 Energiebezugsflächen
Die Energiebezugsflächen wurden von Wüest&Partner mit einem für solche Arbeiten seit vielen Jahren verwendeten und mit jeweils aktuellen Statistik- und Zählungsdaten aufda-tierten Modell geschätzt. Dieses verarbeitet unter anderem die gesamtwirtschaftlichen Perspektiven sowie Bauinvestitionsschätzungen und kantonale Gebäudeversicherungsda-ten. Die Ergebnisse wurden in den einzelnen Sektoren aufgrund der dort vorhandenen spezifischen Informationen noch angepasst. Insbesondere wurden die altersspezifischen Absterberaten gleitend (mit breiteren Verteilungen) modelliert, zum anderen werden die zur Verfügung stehenden Investitionsmittel stärker in Umbau- als in Neubaumassnahmen investiert. Dies führt zu Flächengewinnen im Altbestand. Diese wiederum stehen aufgrund geringerer Flächen im Industriesektor zur Verfügung, so dass die Kompatibilität zu den Bauinvestitionen erhalten bleibt. Die Entwicklung der Energiebezugsflächen als typische Mengengrösse hängt unter anderem stark mit der Entwicklung des BIP (und damit der verfügbaren Konsumausgaben, davon abhängig wiederum mit den verfügbaren Bauinves-titionsmitteln) zusammen, so dass in der Variante „BIP hoch“ auch ein höheres Flächen-wachstum zu erwarten ist als in der Variante „BIP Trend“.
Die Entwicklung der Energiebezugsflächen in den beiden BIP-Szenarien nach Sektoren ist in Tabelle 3-4 dargestellt.
(Bemerkung: Diese Werte gelten für die Szenarien I – III; in Szenario IV werden die Ener-giebezugsflächen leicht verändert. Erläuterungen dazu finden sich in der Einleitung zu Kap. 8)
Tabelle 3-4 Entwicklung der Energiebezugsflächen in den Szenarien „BIP Trend“
und „BIP hoch“ nach Sektoren, in Mio. m2
BIP Trend 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Haushalte 349.3 383.8 416.5 443.6 472.1 497.6 521.8 542.1 561.2 577.1 Dienstleistungen 125.2 134.2 140.0 146.7 154.5 162.4 169.3 174.9 179.3 183.4 Industrie 70.4 70.3 70.8 71.5 74.9 78.2 80.8 82.5 83.7 85.0 Total 544.9 588.3 627.2 661.8 701.6 738.1 771.9 799.4 824.3 845.5
BIP-hoch 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Haushalte 349.3 383.8 416.5 443.6 472.5 498.9 524.3 545.8 566.3 583.6 Dienstleistungen 125.2 134.2 140.0 146.7 154.9 163.3 170.9 177.5 183.1 188.7 Industrie 70.4 70.3 70.8 71.5 75.1 78.5 81.5 83.6 85.3 87.2 Total 544.9 588.3 627.2 661.8 702.5 740.7 776.7 806.9 834.8 859.6 Quelle: Wüest&Partner, eigene Anpassungen
3.3 Verkehrsleistungen
Die den Perspektiven zugrundeliegenden Verkehrsmengengerüste basieren auf den Ver-kehrsperspektiven des Bundesamts für Raumentwicklung (ARE), die in regelmässigen Abständen aufdatiert und revidiert werden. Sie setzten auf den soziodemografischen Rahmensetzungen der Bundesverwaltung auf und sind in dieser Hinsicht mit den
Ener-Juli 2007 40 Prognos AG
gieperspektiven konsistent. Die Verkehrsperspektiven entwickeln unterschiedliche Szena-rien für den Personen- und den Güterverkehr.
Den in den Szenarien I - III der Energieperspektiven verwendeten Personenverkehrsleis-tungen liegt das Basis-Szenario der Verkehrsperspektiven des ARE zugrunde, das aller-dings aufgrund jüngerer statistischer Ergebnisse vom Sektorbearbeiter Infras [Infras 2007]
für die Zwecke der Energieperspektiven angepasst (erhöht) wurde. Für die Variante „BIP hoch“ wird das Szenario etwas in Richtung des Alternativszenarios „Städtenetz und Wachstum“ verändert (erhöhte Verkehrsleistungen).
Im Szenario IV findet das leicht modifizierte Alternativszenario 3 „Regionaler Ausgleich und Ressourcenknappheit“ Anwendung.
Im Güterverkehr wird den Szenarien I - III das Basisszenario zugrunde gelegt, das die Dynamiken der letzten Jahre fortschreibt und von einer europäischen und schweizeri-schen Verlagerungspolitik auf die Schiene ausgeht. Szenario IV der Energieperspektiven basiert auf dem Alternativszenario 1 „Bahndynamik und Alpenschutz ein Europa“ der Gü-terverkehrsperspektiven, das die Verlagerung beschleunigt.
Die Sensitivitäten „hohe Energiepreise“ verändern die Verkehrsmengengerüste ebenfalls leicht. Die jeweiligen Kenndaten dazu finden sich am Schluss dieses Kapitels in den Überblickstabellen.
Genauere Erläuterungen zum verkehrspolitischen Umfeld und den Auswirkungen auf die einzelnen Verkehrsträger finden sich in Infras 2007, Kap. 3.
Tabelle 3-5 Verkehrsmengengerüste für Szenarien I - III, Varianten „BIP Trend“
und „BIP hoch“
BIP Trend 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Strasse P Mrd. Pkm 76 79 86.9 93.5 97.7 99.8 102.0 102.9 103.9 105.9
BIP hoch 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Strasse P Mrd. Pkm
P: Personenverkehr, G: Güterverkehr ARE; Berechnungen Infras
Juli 2007 41 Prognos AG
Die Personenverkehrsleistungen steigen bei „BIP Trend“ zwischen 2000 und 2035 um gut 32 % an, die Güterverkehrsleistungen um fast 59 %. Bei der Variante „BIP hoch“ wachsen die Personenverkehrsleistungen um knapp 46 % an, die Güterverkehrsleistungen um 82 %.
3.4 Energiepreise
Als energetische „Leitwährung“ wird die Entwicklung der Weltmarktrohölpreise zugrunde gelegt [Prognos 2005/2006].
Zum Zeitpunkt der Festlegung der Szenarienrahmenbedingungen war davon auszugehen, dass mindestens bis 2030 geologisch keine Verknappung der fossilen Ressourcen zu erwarten ist. Zum Stand der wissenschaftlichen Erkenntnisse und Diskussion der fossilen Resssourcen vgl. Exkurs 2, Band 4.
Für die Entwicklung der Weltmarktenergiepreise werden zwei Szenarien zu Grunde ge-legt:
Szenario „30 $“ geht von einer real konstanten Entwicklung der Weltmarktölpreise von 30 $ (in Preisen von 2003) bis 2030 aus, danach steigen sie linear bis auf 50 $ (reale $ 2003) in 2050 an. In nominalen Preisen bedeutet dies einen Anstieg bis auf 54 $ in 2030, und 101 $ in 2050.
Szenario „50 $“ geht von einer im wesentlichen real konstanten Entwicklung der Weltmarkt-Ölpreise von 50 $ in realen Preisen von 2003, was einen nominalen Preis von 86 $ in 2035 bedeutet.
Nach den aktuellen mittelfristigen weltweiten Ölpreisprognosen (z.B. Handelsblatt 14.09.2006) sowie den jüngsten Hinweisen auf neue grosse Vorkommen vor der ostasia-tischen Küste ist es wahrscheinlich, dass sich nach dem Peak von 2005/2006 der mittel-fristige Korridor innerhalb des von diesen beiden Preis-Szenarien aufgespannten Korri-dors liegt. Das „30 $“-Szenario würde dann aus Sicht der Ressourceneffizienz und des Klimaschutzes eher eine Situation des „schlimmsten Falles“ abbilden, in der es kaum Marktanreize zur Ausschöpfung von Sparpotenzialen und CO2- Reduktion gibt. Das
„50 $“-Szenario zeigt dem gegenüber, wie viel (oder wie wenig) Effizienzanreiz durch ein solches Preissignal erreicht werden kann.
Interessant ist, dass das „50 $“-Szenario in der Definitionsphase der Energieperspektiven 2002 – 2003 (mit Preisen um 22 - 28 $/bbl) unrealistisch hoch erschien und kaum rationa-le Marktmechanismen denkbar waren, den Weltmarktpreis dauerhaft auf diesem Niveau zu halten. An dieser Stelle wird auf die in Kap. 2.5 diskutieren Projektionsgefahren hinge-wiesen.
Zur Information wird in Figur 3-5 die Entwicklung der Preise in den beiden Preisszenarien nominal und real ab 1960 dargestellt. Die Umrechnung der zukünftigen nominalen Werte von der Preisbasis 2003 erfolgt mit einer gemittelten Inflationsrate von 1.9 % p.a..
Juli 2007 42 Prognos AG
Figur 3-5 Entwicklung der Weltmarktrohölpreise, nominal und real
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 US$/bbl
nominal 30 $ nominal 50 $ real 30 $ real 50 $
Quellen: IEA, OPEC, eigene Berechnungen
Die Rohölpreise von 2005 entsprechen real denjenigen der zweiten Ölpreiskrise von 1980/1981. Während letztere massive Auswirkungen auf Weltwirtschaft, wirtschaftliche und politische Entwicklung der Industrieländer hatte, sind die Entwicklungen der beiden letzten Jahre damit nicht vergleichbar: Die Weltkonjunktur zog trotz Preiserhöhungen, Raffinerieausfällen und Hurrikansaison 2005 an, das BIP der Schweiz setzte seinen Erho-lungstrend nach 2003 fort. Über Fahrverbote wird nicht nachgedacht. Trotz erhöhter Energieverbräuche pro Kopf ist der Anteil der Energierechnung am BIP und der Anteil der individuellen Energierechnung am Warenkorb weitaus geringer als in den 1970er und 1980er Jahren: Überschlägig gerechnet war der Anteil der Energierechnung in 1981 am BIP (real) knapp doppelt so hoch wie 2005.
Auf eine Diskussion dauerhaft höherer Preise von real 80 oder gar 100 $/bbl wird an die-ser Stelle und mit dem hier verwendeten sehr aufwändigen Modellinstrumentarium ver-zichtet. Dieses Thema wurde auf Wunsch des Forums Energieperspektiven in einem wei-teren Projekt „Höchstpreisszenarien“ des BFE mit einem allgemeinen Gleichgewichtsmo-dell (von der Firma Ecoplan), das auch grobkörnig weltweite Reaktionen und Dynamiken abbildet, bearbeitet.
Bei den Erdgaspreisen wird nach wie vor von einer Kopplung an den Ölpreis ausgegan-gen.
Die inländischen Verbraucherpreise werden auf der Basis der Weltmarkt- bzw. Einfuhr-preise unter Berücksichtigung von Wechselkursveränderungen, allfälligen Verarbeitungs-kosten (Raffinerien, Transport im Inland, Netze, Handelsmargen etc.), von Produk-tionssteuern und – bei den Haushalten und im nichtgewerblichen Verkehr – der Mehr-wertsteuer ermittelt. Dies geschieht zunächst auf Basis der jeweiligen Preise. Diese wer-den dann mit dem Landesindex der Konsumentenpreise bzw. dem Index der
Produzen-Juli 2007 43 Prognos AG
tenpreise (Preisbasis 1990 entsprechend GEST) deflationiert und in reale Preise über-führt.
Die inländischen Kostenkomponenten für Umwandlung, sonstige Verarbeitung, Aufberei-tung, Transport im Inland, Produzenten- und Handelsmargen werden real weitgehend konstant gehalten. Ihre nominale Entwicklung wird mit einem Mix aus Produzenten-preisindex und BIP-Deflator fortgeschrieben. Bei den Raffinerien gehen wir davon aus, dass ein Teil der Umwandlungskosten (Verluste) ölpreisabhängig ist, mithin dem nomina-len Ölimportpreis folgt.
Für die Mineralölsteuern auf Brenn- und Treibstoffe und die CARBURA-Abgaben wird reale Konstanz unterstellt. Kohle und Strom sind nicht mit Produktionssteuern belegt. Für den Mehrwertsteuersatz wird ein Anstieg von derzeit 7.6 % auf 11 % im Jahr 2035 unter-stellt.
Die vorläufige Strompreisprognose basiert zunächst noch auf der Annahme, dass sich die europäischen Strompreise aus Wettbewerbsgründen annähern und sich auch die schwei-zerischen Strompreise diesem Niveau anpassen. Dabei werden stellvertretend für die Entwicklung in Europa die deutschen Strompreise herangezogen.
Aus dem Vergleich der schweizerischen und der deutschen Strompreise ist bereits für die vergangenen Jahre deutlich eine Konvergenz zu erkennen, wenn man spezifische Preis-bestandteile in Deutschland (Ökosteuer, MwSt., Konzessionsabgaben) eliminiert.
Trotz der unterschiedlichen Ausgangsbedingungen in der Schweiz und in Deutschland sind mittel- und längerfristig die Entwicklungstendenzen ähnlich. Investitionen in den Kraftwerkspark (Ertüchtigung, Erneuerung, Ersatz) werden die Erzeugungskosten erhö-hen.
Wir gehen in der vorläufigen Prognose der Strompreise davon aus, dass der Liberalisie-rungsprozess mit sinkenden Preisen in der Schweiz länger andauert, die Preissenkungen aber insgesamt etwas geringer ausfällt als in Deutschland. Der mit der Modernisierung des Kraftwerkspark verbundene Wiederanstieg der Preise erfolgt dagegen etwas später.
Die Endverbraucherpreise in den Preisvarianten „30 USD/bbl“ und „50 USD/bbl“ sind in den Tabellen 3-6 (Verbrauchseinheiten) und 3-7 (Rp./kWh) sowie in den Figuren 3-6 bis 3-8 dargestellt.
Juli 2007 44 Prognos AG
Tabelle 3-6 Endverbraucherpreise in den Preisvarianten 30 $ und 50 $, in Verbrauchseinheiten
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Private Haushalte/Dienstleistungen - Preis 30$
Röhöl Weltmarkt real 2003, fob, US-$/bbl 31.2 19.6 29.9 55.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 33.4
Heizöl extra leicht, Rp/l 42.9 27.7 51.9 42.8 44.2 45.4 46.0 46.7 46.8 50.6
Erdgas, Rp/kWh 6.0 5.6 6.1 6.6 6.6 6.7 6.8 6.8 6.9 7.2
Elektrizität, Rp/kWh 18.0 20.2 19.2 17.7 17.1 17.5 18.1 18.4 18.6 18.2
Holz, CHF/Ster 57.7 46.7 42.6 43.7 45.4 47.2 49.0 50.9 52.9 55.0
Fernwärme, CHF/GJ 17.5 16.1 15.6 18.1 18.4 18.9 19.2 19.5 19.8 20.7
Private Haushalte/Dienstleistungen - Preis 50$
Röhöl Weltmarkt real 2003, fob, US-$/bbl 31.2 19.6 29.9 55.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0
Heizöl extra leicht, Rp/l 42.9 27.7 51.9 57.0 63.8 65.8 66.7 67.6 67.8 68.0
Erdgas, Rp/kWh 6.0 5.6 6.1 7.2 8.4 8.6 8.7 8.8 8.9 8.9
Elektrizität, Rp/kWh 18.0 20.2 19.2 17.7 17.1 17.6 18.3 18.8 19.0 18.8
Holz, CHF/Ster 57.7 46.7 42.6 43.7 45.5 47.5 49.6 51.8 54.0 56.4
Fernwärme, CHF/GJ 17.5 16.1 15.6 19.9 21.6 22.1 22.5 22.9 23.2 23.6
Industrie - Preis 30$
Röhöl Weltmarkt real 2003, fob, US-$/bbl 31.2 19.6 29.9 55.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 33.4
Heizöl extra leicht, CHF/t 461.5 249.5 526.0 421.4 432.2 443.3 445.5 447.5 449.2 488.9
Heizöl schwer, CHF/t 258.5 193.7 330.1 296.5 306.5 316.8 318.5 320.1 321.3 359.2
Erdgas, Rp/kWh 3.3 3.1 3.3 4.0 3.8 3.9 4.0 4.0 4.0 4.3
Steinkohle, CHF/t 100.9 74.4 89.0 72.7 74.4 76.2 76.5 76.7 76.9 78.5
Elektrizität, Rp/kWh 15.1 15.3 11.9 11.1 9.5 9.9 10.4 10.8 11.0 10.8
Industrie - Preis 50$
Röhöl Weltmarkt real 2003, fob, US-$/bbl 31.2 19.6 29.9 55.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0
Heizöl extra leicht, CHF/t 461.5 249.5 526.0 577.4 646.5 664.4 667.6 670.5 672.8 674.7
Heizöl schwer, CHF/t 258.5 193.7 330.1 446.8 513.5 530.5 533.2 535.6 537.5 539.0
Erdgas, Rp/kWh 3.3 3.1 3.3 4.5 5.6 5.7 5.7 5.8 5.8 5.8
Steinkohle, CHF/t 100.9 74.4 89.0 72.9 76.1 79.5 81.3 83.2 85.0 86.8
Elektrizität, Rp/kWh 15.1 15.3 11.9 11.1 9.5 10.1 10.7 11.2 11.6 11.5
Verkehr - Preis 304
Röhöl Weltmarkt real 2003, fob, US-$/bbl 31.2 19.6 29.9 55.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 33.4 Benzin, nicht-gewerblicher Verkehr, CHF/l, mit MwSt 1.2 1.2 1.4 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.4 Diesel, nicht-gewerblicher Verkehr, CHF/l, mit MwSt. 1.3 1.2 1.5 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5
Diesel, gewerblicher Verkehr, CHF/l, ohne MwSt. 1.0 1.0 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2
Verkehr - Preis 50$
Röhöl Weltmarkt real 2003, fob, US-$/bbl 31.2 19.6 29.9 55.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 Benzin, nicht-gewerblicher Verkehr, CHF/l, mit MwSt 1.2 1.2 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 1.6 1.6 1.6 Diesel, nicht-gewerblicher Verkehr, CHF/l, mit MwSt. 1.3 1.2 1.5 1.5 1.6 1.6 1.6 1.7 1.7 1.7
Diesel, gewerblicher Verkehr, CHF/l, ohne MwSt. 1.0 1.0 1.2 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3
Prognos 2007
Juli 2007 45 Prognos AG
Tabelle 3-7 Endverbraucherpreise in den Preisvarianten 30 $ und 50 $, in Rp./kWh
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Private Haushalte/Dienstleistungen - Preis 30$
Heizöl extra leicht 4.3 2.8 5.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.7 5.1
Erdgas 6.0 5.6 6.1 6.6 6.6 6.7 6.8 6.8 6.9 7.2
Elektrizität 18.0 20.2 19.2 17.7 17.1 17.5 18.1 18.4 18.6 18.2
Holz 3.3 2.7 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1
Fernwärme 6.3 5.8 5.6 6.5 6.6 6.8 6.9 7.0 7.1 7.5
Private Haushalte/Dienstleistungen - Preis 50$
Heizöl extra leicht 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3
Erdgas 6.0 5.6 6.1 7.2 8.4 8.6 8.7 8.8 8.9 8.9
Elektrizität 18.0 20.2 19.2 17.7 17.1 17.6 18.3 18.8 19.0 18.8
Holz 3.3 2.7 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 3.0 3.1 3.2
Fernwärme 6.3 5.8 5.6 7.2 7.8 8.0 8.1 8.2 8.4 8.5
Industrie - Preis 30$
Heizöl extra leicht 3.9 2.1 4.4 3.6 3.6 3.7 3.8 3.8 3.8 4.1
Heizöl schwer 2.3 1.7 2.9 2.6 2.7 2.8 2.8 2.8 2.8 3.1
Erdgas 3.3 3.1 3.3 4.0 3.8 3.9 4.0 4.0 4.0 4.3
Steinkohle 1.3 1.0 1.1 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
Elektrizität 15.1 15.3 11.9 11.1 9.5 9.9 10.4 10.8 11.0 10.8
Industrie - Preis 50$
Heizöl extra leicht 31.2 19.6 29.9 55.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0
Heizöl schwer 461.5 249.5 526.0 577.4 646.5 664.4 667.6 670.5 672.8 674.7
Erdgas 258.5 193.7 330.1 446.8 513.5 530.5 533.2 535.6 537.5 539.0
Steinkohle 3.3 3.1 3.3 4.5 5.6 5.7 5.7 5.8 5.8 5.8
Elektrizität 100.9 74.4 89.0 72.9 76.1 79.5 81.3 83.2 85.0 86.8
Verkehr - Preis 30$
Benzin, nicht-gewerblicher Verkehr mit MwSt. 13.6 13.4 16.2 14.8 15.1 15.2 15.4 15.5 15.6 15.9 Diesel, nicht-gewerblicher Verkehr, mit MwSt. 13.6 12.5 14.9 14.0 14.2 14.4 14.5 14.7 14.7 15.1 Diesel, gewerblicher Verkehr, ohne MwStt. 10.6 10.1 12.6 11.4 11.5 11.6 11.6 11.7 11.7 12.0
Verkehr - Preis 50$
Benzin, nicht-gewerblicher Verkehr mit MwSt. 13.6 13.4 16.2 16.3 17.0 17.3 17.5 17.6 17.7 17.7 Diesel, nicht-gewerblicher Verkehr, mit MwSt. 13.6 12.5 14.9 15.4 16.2 16.4 16.6 16.8 16.8 16.8 Diesel, gewerblicher Verkehr, ohne MwStt. 10.6 10.1 12.6 12.8 13.4 13.5 13.5 13.6 13.6 13.6 Prognos 2007
Juli 2007 46 Prognos AG
Figur 3-6 Preise der Privaten Haushalte in den Preisvarianten 30 $ und 50 $, in Verbrauchseinheiten (die jeweilige 50 $-Variante ist gestrichelt dargestellt)
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Heizöl extra leicht, Rp/l Erdgas, Rp/kWh
Holz, CHF/Ster Fernwärme, CHF/GJ
Elektrizität, Rp/kWh
Prognos 2007
Figur 3-7 Preise der Industrie in den Preisvarianten 30 $ und 50 $, in Verbrauchseinheiten (die jeweilige 50 $-Variante ist gestrichelt dargestellt)
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 0
Juli 2007 47 Prognos AG
Figur 3-8 Verkehrspreise in den Preisvarianten 30 $ und 50 $, in Verbrauchs-einheiten (die jeweilige 50 $-Variante ist gestrichelt dargestellt)
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Benzin, nicht-gewerblich, CHF/l
Diesel, nicht-gewerblich, CHF/l Diesel, gewerblich, CHF/l
Prognos 2007
3.5 Klimaentwicklung
Als Referenz bezüglich der Klimaentwicklung, die insbesondere auf den Energiebedarf für Heizung und Kühlung einwirkt, wird eine konstante Fortschreibung der klimatischen Be-dingungen etwa der letzten dreissig Jahre gesetzt. Dies bedeutet einen mittleren (per Def.
witterungskorrigierten) Wert für die Heizgradtage von 3588 als Mass für die winterlichen Kältebedingungen. (Das Mass „Heizgradtage“ ist definiert als die Summe der täglichen Differenz zwischen der mittleren Raumtemperatur von 20 °C und der mittleren Außentem-peratur über alle Heiztage der Heizperiode. Als Heiztag ist ein Tag definiert, dessen mitt-lere Tagestemperatur unter 15 °C liegt.) Analog bleiben die sommerlichen Temperaturbe-dingungen im Mittel ebenfalls zunächst konstant, ausgedrückt durch die Kühlgradtage.
Das ist die Anzahl der Tage, bei denen die Tagesmitteltemperatur über 18.3 °C liegt, mul-tipliziert mit der Differenz aus der Tagesmitteltemperatur und 18.3 °C. Ein autonomer Trend zur sommerlichen Kühlung wird dennoch – insbesondere im Dienstleistungssektor – beobachtet und fortgeschrieben. Um diese mittlere (stagnierende) Entwicklung des Kli-mas können sich stochastische Fluktuationen ausbilden, die entsprechend der Erfahrun-gen der letzten zehn Jahre stärker werden können, sich aber im Mittel wieder ausglei-chen. Da die Energiesystemmodelle keine Klimamodelle sind, sind die Ergebnisse grund-sätzlich „witterungsbereinigt“.
Darüber hinaus wird in einer Sensitivität „Klima wärmer“ untersucht, wie sich die Klimaer-wärmung bis 2035 in der Schweiz nach einem wahrscheinlichen Pfad auf die Entwicklung der mittleren Temperaturen und damit auf den Heizenergie- und Kühlenergiebedarf sowie das Wasserdargebot für die Wasserkraft auswirkt. Einzelheiten zu den Ergebnissen aus Klimamodellen und zur Modellierung des Wasserdargebots, die als zusätzliche quellen herangezogen wurden, finden sich in Exkurs 3, Band 4.
Juli 2007 48 Prognos AG
Als konkrete Auswirkung der Klimaerwärmung wird entsprechend der IPCC-Szenarien [OcCC 2004; gem. Exkurs 3] ein Anstieg der mittleren Jahrestemperaturen um 2 °C bis zum Jahr 2050 angenommen. Bis zum Jahr 2035 bedeutet dies einen durchschnittlichen Anstieg der mittleren Jahrestemperatur um 1.25 °C, der sich in der Schweiz unterschied-lich auf die mittleren Tagestemperaturen in den Sommer- und Wintermonaten auswirkt: In den Wintermonaten September – Mai erhöht sich die Tagesmitteltemperatur um 1 °C, in den Sommermonaten Juni – August um 2 °C. Da die Klimamodelle bis zum Zeitpunkt der Rechnungen (2005) noch keine regionalisierten eindeutigen Zeitreihentrends auswiesen, wird der Anstieg von 2005 bis 2035 zunächst als Modellannahme linear unterstellt. Eine solche Annahme wird durch eine Analyse des Ex-Post-Trends der Heiz- und Kühlgradta-ge der letzten dreissig Jahre Kühlgradta-gestützt (vgl. Sektorbericht Private Haushalte, [Prognos 2006b]).
Damit reduzieren sich die Heizgradtage (und nachfolgend der Heizwärmebedarf der Ge-bäude) gegenüber dem langjährigen Mittel 1984 – 2004 bis 2035 um ca. 10 %.
Bezüglich der sommerlichen Erwärmung und des möglichen Kühlungs- und Klimatisie-rungsbedarfs müssen aufgrund mangelnder Datenlage und im Wohnbereich bisher gerin-ger Durchdringung mit Kühlgerin-geräten plausible Annahmen getroffen werden.
Die Zahl der oben definierten Kühlgradtage steigt von heute 122 auf 235 in 2035. Dies bedeutet nahezu eine Verdoppelung. Da der Kühlleistungsbedarf in den meisten techni-schen Modellierungen als proportional zu den Kühlgradtagen angenommen wird, führt dies zu einer Verdoppelung der benötigten Kühlarbeit. Die Umsetzung in den Sektoren ist in den Sektorberichten und in den Beschreibungen zur Sensitivität „Klima wärmer“ jeweils in den Szenarienkapiteln zu finden.
Die unterstellte Klimaveränderung wirkt sich über die veränderte Nachfrage nach Heizung und Kühlung hinaus auch auf die Wasserverhältnisse in der Schweiz und insbesondere auf das Wasserdargebot für die Lauf- und Speicherwasserkraftwerke aus. Die im Rahmen der Energieperspektiven von der EPFL durchgeführten Simulationen der Gletscherab-flussgebiete deuten darauf hin, dass insgesamt aufgrund von erhöhten Verdunstungen davon ausgegangen werden muss, dass bis 2035 das Wasserdargebot um ca. 7 % ab-nimmt [Horton 2005]. Dies wird bei der Berechnung der Stromlücke berücksichtigt und wirkt sich entsprechend auf die notwendigen Kraftwerksneubauten aus. Innerhalb „norma-ler“ Schwankungsbreiten 8integral betrachtet) muss nicht mit einer Reduktion der verfüg-baren Kühlungsleistungen bei thermischen Kraftwerken gerechnet werden. Ausnahmen im Sinne von Extremsituationen werden bei der Betrachtung der Hitze- und Kältewellen mit kumulierten „Stress-Situationen“ betrachtet. Die Diskussion im Einzelnen ist in Exkurs 3, Band 4, dargestellt.
Juli 2007 49 Prognos AG