2 Methode 2.1 Szenarien
5.6 Elektrizitätsangebot
5.6.2 Umsetzung der Politikvariante
Die bestehenden Wasserkraftwerke erfahren sukzessive gewisse Erneuerungsinvestitio-nen, die die Produktionseinbussen durch die sich verschärfenden Restwassermengenbe-stimmungen etwa ausgleichen. Darüber hinaus werden durch Umbauten noch gewisse Potenziale (in allen Varianten zu Szenario I 1.2 TWh) erschlossen.
Die geplanten oder im Bau befindlichen grossen Pump(speicher)werke (Linth-Limmern, Emosson, Grimsel) werden bei der Wasserkraft verbucht. Sie werden hauptsächlich für die Bereitstellung von Spitzenleistung eingesetzt. Auf der Buchungsseite liefern sie zwar rechnerisch mehr Arbeit (ca. 4 TWh), benötigen aber auch noch mehr Pumpenstrom (ca.
5.1 TWh), der auf der Nachfrageseite verbucht wird, gedeckt werden muss und daher die Nachfrage parallel zu dem Bau der neuen Werke erhöht.
Die Förderinstrumente „15-Räppler“ und regionale Einzelinstrumente führen dazu, dass weiterhin ein moderater Ausbau erneuerbarer Energien, der als „autonom“ bezeichnet wird, erfolgt. Dieser beinhaltet vor allem den Ausbau der Stromerzeugung in KVAs, wär-me-kraft-gekoppelte Erzeugung aus ARAs, Windenergieanlagen und in geringerem Mas-se Biogasanlagen und Photovoltaikanlagen. AusMas-serdem erfolgt ein weiterer Ausbau loka-ler, dezentraler WKK-Anlagen, vor allem in der Industrie sowie in grösseren Dienstleis-tungsobjekten, bei denen eine möglichst kontinuierliche Wärmeabnahme gegeben ist (z.B. Spitäler, Hotels, Bäder) und dadurch die Wirtschaftlichkeit bei Eigenverbrauch des Stroms günstig ist. Deren Grösse überschreitet 50 MW nicht.
Falls dieser autonome Zubau nicht ausreicht, um die Lücke zu decken (Umsetzung vgl.
Kap. 5.5.3.4), werden gemäss der Politikvariante Grosskraftwerke zugebaut und/oder neue Importe unterstellt.
5.6.3 Angebotsvariante A
Die Untersuchungen des BFE zur Dauer von Bewilligungsverfahren für neue Kernkraft-werke führen zu der Einschätzung, dass ein neues Kernkraftwerk voraussichtlich erst in 2030 ans Netz gehen kann (vgl. Kapitel 3 sowie Exkurs 11 Kernkraft, Band 5). Durch die Definition der Angebotsvariante sollen grössere Gaskraftwerke (ab ca. 400 MW) nicht möglich sein; die Deckungslücke zwischen den Jahren 2018 und 2030 wird durch Importe gedeckt.
Juli 2007 93 Prognos AG
Tabelle 5-15 Szenario I Trend, Variante A
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, Winterhalb-jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 12.1 16.2 17.5 15.1 15.2 15.2 15.2 15.1 15.1 15.1
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0
best. Kernenergie 12.8 13.3 13.7 13.9 13.9 13.8 12.3 9.1 9.1 9.1
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.9 13.8
best. fossil-therm.
KW+WKK 0.8 1.1 1.3 1.3 1.2 0.9 0.6 0.3 0.1 0.0
neue fossile KW+WKK 0.0 0.0 0.0 0.1 0.3 0.8 1.2 1.7 2.0 2.1
best. Erneuerbare 0.2 0.3 0.5 0.5 0.5 0.4 0.2 0.1 0.0 0.0
neue Erneuerbare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.6 0.7 0.8
best. Bezugsrechte1) 1.4 5.5 8.5 8.4 8.0 8.0 4.2 3.3 3.3 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.2 9.0 2.9 0.0
Gesamt 27.3 36.4 41.4 39.4 39.1 40.9 40.0 41.0 42.0 43.1
1) saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
Figur 5-12 Szenario I Trend, Variante A
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, Winterhalb-jahr
Prognos 2006
Die Erzeugung des aus diesen Vorgaben resultierenden Kraftwerksparks ist in der Tabel-len 5-15 und der Figur 5-12 für das Winterhalbjahr (Auslegungskriterium) sowie für das hydrologische Jahr in Tabelle 5-16 abgebildet.
Juli 2007 94 Prognos AG
Tabelle 5-16 Szenario I Trend, Variante A
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, hydrologi-sches Jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 29.8 36.9 38.4 36.8 36.9 36.9 36.9 36.8 36.7 36.6
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 4.1 4.3 4.5 4.7 5.0
best. Kernenergie 22.3 23.5 24.7 20.7 24.4 24.3 21.4 15.8 15.8 15.8
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 12.2 24.3
best. fossil-therm.
KW+WKK 1.2 1.7 2.1 2.1 1.9 1.5 1.1 0.5 0.1 0.0
neue fossile KW+WKK 0.0 0.0 0.0 0.1 0.5 1.2 1.8 2.6 3.1 3.3
best. Erneuerbare 0.4 0.6 0.8 1.0 0.9 0.7 0.4 0.2 0.1 0.0
neue Erneuerbare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.4 0.8 1.1 1.3 1.4
best. Bezugsrechte1) 2.7 10.3 16.0 15.8 15.0 15.0 7.6 5.9 5.9 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.3 13.5 4.4 0.0
Gesamt 56.4 73.0 81.9 76.6 79.8 83.9 80.5 80.9 84.3 86.8
1) saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
Die Modellrechnungen ergeben, dass mit den bestehenden Förderinstrumenten der auto-nome Zubau an erneuerbaren Energien 1.4 TWh bis zum Jahr 2035 beträgt.
Der autonome Zubau an WKK-Anlagen beträgt 3.3 TWh bis zum Jahr 2035. Da dieser Zubau in den meisten Fällen wärmegeführt erfolgt, trägt dieser Anteil besonders zur Ab-deckung der Winterspitze bei.
In der hier gewählten Bilanzsystematik führt der Zubau gekoppelter Anlagen zu Wärme-gutschriften und CO2-Gutschriften. Auf der Nachfrageseite wird von ungekoppelter Wär-meerzeugung ausgegangen.
Die durch diese Zubauten erzeugte elektrische Arbeit und Leistung reicht bei weitem nicht aus, um die Lücke zu decken. Die Modellrechnungen ergeben, dass in 2030 und in 2031 je ein Kernkraftwerk der Klasse 1'600 MW der Generation III+ (European Pressurized Water Reactor, EPR (Druckwasserreaktor)) zugebaut werden. Nach dem Bau des zweiten Kernkraftwerks existieren aufgrund der Grössenklasse Exportmöglichkeiten von 15.8 TWh im hydrologischen Jahr 2035.
Bis zum Bau dieser Kraftwerke werden neue Importe in Höhe von bis zu 22.7 TWh (davon 14.5 neue Importe) im hydrologischen Jahr 2029 notwendig. Bei der Berechnung wurde unterstellt, dass die dann noch bestehenden Exportverpflichtungen weiterhin bedient wer-den. Diese Importe übersteigen das Volumen der derzeit bestehenden langfristigen Be-zugsverträge. Da derzeit unklar ist, ob aufgrund der Entwicklungen im liberalisierten euro-päischen Strommarkt wiederum langfristige Bezugsverträge abgeschlossen werden kön-nen, bestehen grundsätzlich die Beschaffungsmöglichkeiten über Händler auf dem euro-päischen Markt oder Beteiligungen schweizerischer Akteure an Kraftwerken oder Parkan-teilen. Das Risiko, ob zukünftig im EU-Raum wieder langfristige Transportverträge zuge-lassen werden, bleibt jedoch bestehen. Im europäischen Kraftwerksmarkt entstehen der-zeit ganz analog wie in der Schweiz alters- und nachfragewachstumsbedingter Ersatz- und Neubaubedarf im Kraftwerkspark; im gesamten Umland befinden sich Kapazitäten (z. T. auch mit schweizerischer Beteiligung) in Planung. Ob und zu welchen Preisen in 2018 und später Erzeugungskapazitäten und signifikante Erzeugungsmengen für den grenzüberschreitenden Handel verfügbar sind, ist derzeit nicht mit Sicherheit absehbar.
Juli 2007 95 Prognos AG
Neben der Verfügbarkeit auf der Seite der Erzeugungskapazitäten ist auch die Frage der Netze und damit der Übertragung der Arbeits- und Leistungsmengen in die Schweiz mit Unsicherheiten behaftet. Derzeit existieren sowohl an den Grenzübergängen nach Deutschland als auch innerhalb Europas (u.a. zwischen Spanien und Frankreich) Netz-engpässe. Grenzüberschreitende Engpasskapazitäten werden derzeit mit dem Ziel, dass Erträge aus den Auktionen für die Beseitigung der Engpässe bereit gestellt werden sollen, auktioniert. Grundsätzlich ist die Schweiz als „europäische Stromdrehscheibe“ von den Übertragungskapazitäten her relativ gut ausgestattet. Die unter Berücksichtigung der Netzsicherheitsreserven benutzbaren Übertragungskapazitäten werden derzeit für den Handel gut ausgelastet.
5.6.4 Angebotsvariante B
In der Angebotsvariante B soll die Abhängigkeit von neuen Importen bis zur Betriebsfä-higkeit eines neuen Kernkraftwerks durch den Bau von gasgefeuerten modernen Mittel-lastkraftwerken reduziert werden.
Die Entwicklung des Kraftwerksparks in Var. B im Winterhalbjahr zeigt die Tabelle 5-17 und Figur 5-13. Die Entwicklung im hydrologischen Jahr ist in Tabelle 5-18 dargestellt.
Tabelle 5-17 Szenario I Trend, Variante B
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, Winterhalb-jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 12.1 16.2 17.5 15.1 15.2 15.2 15.2 15.1 15.1 15.1
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0
best. Kernenergie 12.8 13.3 13.7 13.9 13.9 13.8 12.3 9.1 9.1 9.1
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.9
best. fossil-therm.
KW+WKK 0.8 1.1 1.3 1.3 1.2 0.9 0.6 0.3 0.1 0.0
neue fossile KW+WKK 0.0 0.0 0.0 0.1 1.8 2.2 7.0 11.9 12.2 12.3
best. Erneuerbare 0.2 0.3 0.5 0.5 0.5 0.4 0.2 0.1 0.0 0.0
neue Erneuerbare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.6 0.7 0.8
best. Bezugsrechte1) 1.4 5.5 8.5 8.4 8.0 8.0 4.2 3.3 3.3 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Gesamt 27.3 36.4 41.4 39.4 40.6 42.3 41.6 42.2 42.5 46.5
1) saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
Juli 2007 96 Prognos AG
Figur 5-13 Szenario I Trend, Variante B
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, Winterhalb-jahr
Prognos 2006
Tabelle 5-18 Szenario I Trend, Variante B
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, hydrologi-sches Jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 29.8 36.9 38.4 36.8 36.9 36.9 36.9 36.8 36.7 36.6
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 4.1 4.3 4.5 4.7 5.0
best. Kernenergie 22.3 23.5 24.7 20.7 24.4 24.3 21.4 15.8 15.8 15.8
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 12.2
best. fossil-therm.
KW+WKK 1.2 1.7 2.1 2.1 1.9 1.5 1.1 0.5 0.1 0.0
neue fossile KW+WKK 0.0 0.0 0.0 0.1 2.6 3.3 10.6 18.0 18.5 18.7
best. Erneuerbare 0.4 0.6 0.8 1.0 0.9 0.7 0.4 0.2 0.1 0.0
neue Erneuerbare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.4 0.8 1.1 1.3 1.4
best. Bezugsrechte1) 2.7 10.3 16.0 15.8 15.0 15.0 7.6 5.9 5.9 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Gesamt 56.4 73.0 81.9 76.6 82.0 86.0 82.9 82.7 83.1 90.0
1) saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
Im Ergebnis wird für diese Variante der sukzessive Zubau von 4 GuD-Blöcken mit einer Leistung von je 550 MW zusätzlich zu „Chavalon“ (mit einer Leistung von 357 MW) benö-tigt, bis dann in 2031 ein Kernkraftwerk der neuen EPR-Generation mit der Leistung 1’600 MW zugebaut wird. Da die Gaskraftwerke bis zum Ende ihrer jeweiligen technischen Le-bensdauer von 30 Jahren im Park bleiben, wird damit innerhalb des Betrachtungszeit-raums kein weiteres Kernkraftwerk notwendig. Insgesamt ergibt sich ab dem Jahr 2031 mit dem Zubau des neuen Kernkraftwerks ein Exportüberschuss in Höhe von 11 TWh. Mit der Stilllegung von Gösgen in 2040 sowie Leibstadt in 2045 und der weiteren Abalterung des in 2035 bestehenden Kraftwerkparks zeigt sich allerdings, dass nicht lange nach 2035 bei einer Fortsetzung der Nachfragelinie möglicherweise bald wiederum eine Lücke auf-treten kann.
Juli 2007 97 Prognos AG
Der Zubau der Wasserkraft-Spitzenlastkapazitäten sowie der autonome Zubau der Rege-nerativen und der dezentralen WKK-Anlagen verläuft wie in Variante A.
5.6.5 Angebotsvariante C
In Angebotsvariante C wird auf die Kernkraft definitionsgemäss verzichtet. Sämtliche be-nötigten Kapazitäten zusätzlich zum autonomen Zubau werden mit GuD-Kraftwerken rea-lisiert.
Die Modellergebnisse sind in den Tabellen 5-19 und 5-20 sowie in Figur 5-14 dokumen-tiert.
Tabelle 5-19 Szenario I Trend, Variante C
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, Winterhalb-jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 12.1 16.2 17.5 15.1 15.2 15.2 15.2 15.1 15.1 15.1
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0
best. Kernenergie 12.8 13.3 13.7 13.9 13.9 13.8 12.3 9.1 9.1 9.1
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
best. fossil-therm.
KW+WKK 0.8 1.1 1.3 1.3 1.2 0.9 0.6 0.3 0.1 0.0
neue fossile KW+WKK 0.0 0.0 0.0 0.1 1.8 2.2 7.0 11.9 12.2 16.7
best. Erneuerbare 0.2 0.3 0.5 0.5 0.5 0.4 0.2 0.1 0.0 0.0
neue Erneuerbare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.6 0.7 0.8
best. Bezugsrechte1) 1.4 5.5 8.5 8.4 8.0 8.0 4.2 3.3 3.3 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Gesamt 27.3 36.4 41.4 39.4 40.6 42.3 41.6 42.2 42.5 44.0
1) saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
Zusätzlich zu Chavalon (357 MW) werden sukzessive 6 GuD-Blöcke mit einer Leistung von je 550 MW (dann verfügbare grösste Blockgrösse) gebaut. Neue Importe sind defini-tionsgemäss nicht notwendig. Aufgrund der Grösse der GuD-Blöcke sind die entstehen-den Überschüsse gering; sie entstehen hauptsächlich im Sommerhalbjahr.
Der autonome Zubau der Erneuerbaren sowie der WKK-Anlagen entspricht dem in der Variante A beschriebenen.
Juli 2007 98 Prognos AG
Figur 5-14 Szenario I Trend, Variante C
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, Winterhalb-jahr
Prognos 2006
Tabelle 5-20 Szenario I Trend, Variante C
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, hydrologi-sches Jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 29.8 36.9 38.4 36.8 36.9 36.9 36.9 36.8 36.7 36.6
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 4.1 4.3 4.5 4.7 5.0
best. Kernenergie 22.3 23.5 24.7 20.7 24.4 24.3 21.4 15.8 15.8 15.8
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
best. fossil-therm.
KW+WKK 1.2 1.7 2.1 2.1 1.9 1.5 1.1 0.5 0.1 0.0
neue fossile KW+WKK 0.0 0.0 0.0 0.1 2.6 3.3 10.6 18.0 18.5 25.3
best. Erneuerbare 0.4 0.6 0.8 1.0 0.9 0.7 0.4 0.2 0.1 0.0
neue Erneuerbare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.4 0.8 1.1 1.3 1.4
best. Bezugsrechte1) 2.7 10.3 16.0 15.8 15.0 15.0 7.6 5.9 5.9 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Gesamt 56.4 73.0 81.9 76.6 82.0 86.0 82.9 82.7 83.1 84.4
1) saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
5.6.6 Angebotsvariante G
In der Angebotsvariante G wird definitionsgemäss der zusätzlich zum autonomen Zubau bestehende Elektrizitätsbedarf durch neue Importe abgedeckt. Es gilt das in Variante A zu den Importen Gesagte.
Juli 2007 99 Prognos AG
Tabelle 5-21 Szenario I Trend, Variante G
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, Winterhalb-jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 12.1 16.2 17.5 15.1 15.2 15.2 15.2 15.1 15.1 15.1
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0
best. Kernenergie 12.8 13.3 13.7 13.9 13.9 13.8 12.3 9.1 9.1 9.1
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
best. fossil-therm.
KW+WKK 0.8 1.1 1.3 1.3 1.2 0.9 0.6 0.3 0.1 0.0
neue fossile KW+WKK 0.0 0.0 0.0 0.1 0.3 0.8 1.2 1.7 2.0 2.1
best. Erneuerbare 0.2 0.3 0.5 0.5 0.5 0.4 0.2 0.1 0.0 0.0
neue Erneuerbare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.6 0.7 0.8
best. Bezugsrechte1) 1.4 5.5 8.5 8.4 8.0 8.0 4.2 3.3 3.3 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.2 9.0 9.8 13.3
Gesamt 27.3 36.4 41.4 39.4 39.1 40.9 40.0 41.0 42.0 42.7
1)saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
Figur 5-15 Szenario I Trend, Variante G
Entwicklung des Kraftwerksparks im Winterhalbjahr, in TWh
Prognos 2006
Juli 2007 100 Prognos AG
Tabelle 5-22 Szenario I Trend, Variante G
Entwicklung des Kraftwerksparks, Erzeugung in TWh, hydrologi-sches Jahr
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 best. Wasserkraft 29.8 36.9 38.4 36.8 36.9 36.9 36.9 36.8 36.7 36.6
neue Wasserkraft 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 4.1 4.3 4.5 4.7 5.0
best. Kernenergie 22.3 23.5 24.7 20.7 24.4 24.3 21.4 15.8 15.8 15.8
neue Kernenergie 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
best. Bezugsrechte1) 2.7 10.3 16.0 15.8 15.0 15.0 7.6 5.9 5.9 0.3
neue Importe 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.3 13.5 14.7 20.0
Gesamt 56.4 73.0 81.9 76.6 79.8 83.9 80.5 80.9 82.5 82.4
1) saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0
Prognos 2006
Bei der Frage nach den technischen und organisatorischen Möglichkeiten von Importen spielen vor allem die zu übertragenden Leistungen und die Zeitpunkte eine Rolle. Bei ei-ner Importvariante G müssen in 2035 im Winterhalbjahr ca. 3'750 MW Leistung (Grund-lastband) importiert werden. Dies bedeutet gegenüber den heute bestehenden Bezugs-rechten einen Import an zusätzlicher Leistung von ca. 1'250 MW (vgl. Figur 5-16).
Figur 5-16 Szenario I Trend, Variante G
Importnotwendigkeiten (Leistung aufgeschlüsselt nach bestehenden Bezugsrechten und neuen Importen, in MW)
0
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
MWel
Bezugsrechte neue Importe 1 (bis gesamt 2500 MWel) neue Importe 2 (zusätzliche Leistung gegenüber 2005)
Prognos 2006
Nach Auffassung von Vertretern von Swissgrid ist aus heutiger Sicht eine Übertragung dieser Leistungen im Grundlastband über die Grenzübergangskapazitäten technisch mög-lich. Die derzeit durch Handel und Bezugsrechte bestehenden Lastflüsse bewegen sich in der Grössenordnung von 6'000 und 7'000 MW. Für die gesicherte Übertragung eines Grundlastbandes müssten allerdings ggf. die gehandelten und technischen Lastflüsse in den Import-/Exportverhältnisse verändert werden.
Juli 2007 101 Prognos AG
5.7 Umweltwirkungen
5.7.1 CO2-Emissionen
Die unmittelbaren CO2-Emissionen auf der Nachfrageseite (Brenn- und Treibstoffe) entwi-ckeln sich nach Sektoren wie folgt (zunächst ohne Bewertung der Elektrizität und der Fernwärme):
Tabelle 5-23 Szenario I Trend
CO2-Emissionen nach Sektoren, in Mio. t
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Verkehr 15.6 15.2 17.1 17.4 17.2 16.8 16.6 16.5 16.4 16.5
Industrie 6.3 5.6 5.8 5.7 5.7 5.7 5.6 5.4 5.3 5.3
Dienstleistungen 5.3 5.1 4.9 4.7 4.5 4.3 4.2 4.1 4.0 3.9
Haushalte 12.8 12.4 12.1 11.8 11.5 11.0 10.5 10.0 9.5 9.1
Insgesamt 39.9 38.4 39.9 39.6 38.9 37.9 36.9 36.0 35.3 34.7
Prognos 2006
Die die CO2-Emissionen der Nachfrage sinken stärker als die Gesamtenergienachfrage.
Diese Tatsache ist vor allem der Veränderung des Energiemix der Nachfrage geschuldet, da die Elektrizitätsnachfrage aus methodischen Gründen nicht CO2-mässig bewertet wird und das Erdgas bei der Verbrennung mit 55 t CO2/TJ weniger CO2 erzeugt als Heizöl mit 74 t CO2/TJ.
Figur 5-17 Szenario I Trend
CO2-Emissionen der Nachfrage nach Sektoren, in Mio. t
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Mio. t
Verkehr Industrie Dienstleistungen Haushalte
Prognos 2006
Die gesamten CO2-Emissionen bei den direkt genutzten Brenn- und Treibstoffen sinken zwischen 2000 und 2035 um 13 %. Die Kyoto-Ziele bis 2010 (Durchschnitt 2008 – 2012)
Juli 2007 102 Prognos AG
werden deutlich (um mehr als 2 Mio. t) verfehlt. Bereits an der grafischen Darstellung ist erkennbar, dass im Verkehrssektor – also bei den Treibstoffen – praktisch keine Redukti-on stattfindet, während in allen anderen Sektoren die Brennstoff-EmissiRedukti-onen reduziert werden. Dies ist in den Sektoren Private Haushalte und Dienstleistungen auf die steigen-den wärmetechnischen Gebäudequalitäten zurückzuführen, im Sektor Industrie auf effi-zientere (Ab-)Wärmenutzung. Die relativen Entwicklungen sowie die Anteile der Sektoren am Gesamtausstoss der Nachfrage sind in Tabelle 5-24 dargestellt.
Tabelle 5-24 Szenario I Trend
CO2-Emissionen der Nachfrage (Brenn- und Treibstoffe) in den Jah-ren 2000 und 2035, nach SektoJah-ren, in Mio. t, absolute und relative Veränderung, Anteil an den Gesamtemissionen
2000 2035 abs. (Mio. t) rel. (%) 2000 2035
Verkehr 17.1 16.5 -0.6 -3.7% 42.8% 47.5%
Industrie 5.8 5.3 -0.5 -8.9% 14.6% 15.3%
Dienstleistungen 4.9 3.9 -1.1 -21.5% 12.3% 11.1%
Haushalte 12.1 9.1 -3.0 -24.9% 30.3% 26.1%
Total 39.9 34.7 -5.2 -13.1% 100.0% 100.0%
Sektor Emissionen Veränderung Anteil an den
Gesamtemissionen
Prognos 2006
Die Elektrizitätserzeugung produziert je nach gewählter Variante sehr unterschiedliche Mengen an CO2-Emissionen (inkl. CO2-Gutschriften aus WKK-Nutzung in der Elektrizi-tätserzeugung):
Tabelle 5-25 Szenario I Trend
CO2-Emissionen der Elektrizitätserzeugung nach Elektrizitätsange-botsvarianten, in Mio. t,
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Variante A 0.9 0.9 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 1.0 0.9
Variante B 0.9 0.9 0.8 0.8 1.6 1.6 3.8 6.0 6.0 5.9
Variante C 0.9 0.9 0.8 0.8 1.6 1.6 3.8 6.0 6.0 8.1
Variante G 0.9 0.9 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 1.0 0.9
Prognos 2006
Die Varianten B und C, in denen neue Gaskraftwerke eingesetzt werden, führen naturge-mäss zu den höchsten inländischen Emissionen. Je Kombikraftwerks-Block von 550 MW kann überschlägig mit 0.9 Mio. t CO2 gerechnet werden.
Der gesamte Umwandlungssektor umfasst neben der Elektrizität noch die Fernwärme, Netzverluste und Eigenverbräuche (ausser Raffinerie-Eigenverbräuche); zudem wird die statistische Differenz ebenfalls mit CO2-Emissionen bewertet. Die Summierung von Nach-frage und gesamtem Umwandlungssektor ergibt für die verschiedenen Angebotsvarianten folgendes Bild (in der Abgrenzung nach CO2-Gesetz):
Juli 2007 103 Prognos AG
Tabelle 5-26 Szenario I Trend
CO2-Emissionen gesamt (inkl. des gesamten Umwandlungssektors) nach Elektrizitätsangebotsvarianten, in Mio. t
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Variante A 41.8 40.5 42.3 42.0 41.3 40.3 39.4 38.5 37.8 37.1 Variante B 41.8 40.5 42.3 42.0 42.0 41.0 42.3 43.5 42.8 42.1 Variante C 41.8 40.5 42.3 42.0 42.0 41.0 42.3 43.5 42.8 44.2 Variante G 41.8 40.5 42.3 42.0 41.3 40.3 39.4 38.5 37.8 37.1
Prognos 2006
Die CO2-Emissionen werden in Figur 5-18 grafisch dargestellt. Es ist darauf hinzuweisen, dass die CO2-Emissionen der Variante A und G im gesamten Zeitablauf übereinstimmen, da in beiden Fällen keine neuen Gaskraftwerke (aufgrund der gewählten Konvention für die Szenarien auch nicht das Projekt „Chavalon“) zugebaut werden und der autonome Zubau an dezentralen WKK-Anlagen jeweils gleich ist. Es ist darauf hinzuweisen, dass die abgebildeten CO2-Emissionen der Varianten A und G über denen der nachfragebedingten Brenn- und Treibstoffverbräuche (Figur 5-14) liegen, da die Emissionen des Umwand-lungssektors sowie der autonom zugebauten WKK-Anlagen enthalten sind. Variante B unterscheidet sich erst ab dem Jahr 2030 von Variante C, da dann der wachsende Strombedarf durch Kernkraftwerke gedeckt wird.
Figur 5-18 Szenario I Trend
CO2-Emissionen gesamt (inkl. des gesamten Umwandlungssektors) nach Elektrizitätsangebotsvarianten, in Mio. t
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Mio. t
Var. A Var. B Var. C Var. G
Prognos 2006
In der „rein fossilen“ Variante C wird die Reduktion der Nachfragesektoren durch den neuen Kraftwerkspark überkompensiert. Unter Aspekten des Klimaschutzes ist mit diesem Ergebnis kompensatorisch umzugehen: Entweder beispielsweise über den (internationa-len) Handel mit Emissionsrechten (Zertifikaten, vgl. Exkurs 4, Band 4) oder inländisch durch entsprechende Massnahmen zur Umsetzung von Energieeffizienz und
erneuerba-Juli 2007 104 Prognos AG
ren Energien. Hinweise auf Möglichkeiten und Potenziale hierzu geben Szenarien II bis IV. (Eine solche landesinterne Rückkoppelung würde allerdings die innere Konsistenz von Szenario I reduzieren, da dann in erheblichem Masse neue Instrumentarien zur Reduktion von ca. 8 Mio. t CO2 eingeführt werden müssten, was der Szenariendefinition „Politik wei-ter wie bisher“ widerspricht).
5.7.2 NOx-Emissionen
Die NOx-Emissionen (NO2, NO3) aus der energetischen Verwertung der Brenn- und Treib-stoffe der Nachfrageseite sind in Tabelle 5-27 und in Figur 5-19 dargestellt. Anders als bei den CO2-Emissionen hängen die NOx-Emissionen nicht nur vom Brennstoffeinsatz, son-dern vor allem von der Qualität der eingesetzten (Verbrennungs-)Technik und den ggf.
nachgeschalteten Reinigungsstufen wie Katalysatoren ab. Die kumulierten NOx -Emis-sionen sind besonders im Verkehrssektor im Zeitverlauf stärker durch die spezifischen Emissionen je produzierter Energieeinheit bestimmt als durch die reinen Mengeneffekte.
(Vgl. hierzu Kapitel 2 sowie Anhang 6, [Infras 2007]).
Tabelle 5-27 Szenario I Trend
NOx-Emissionen nach Sektoren, in 1'000 t
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Verkehr 110.0 84.1 74.6 60.4 46.7 35.8 28.4 25.8 24.8 24.6
Industrie 9.8 6.0 4.8 4.4 4.3 4.2 4.3 4.2 4.1 4.0
Dienstleistungen 5.0 4.1 3.3 2.9 2.6 2.6 2.6 2.5 2.4 2.4
Haushalte 13.0 10.7 8.3 7.5 6.5 6.1 5.9 5.4 5.0 4.6
Insgesamt 137.8 104.8 91.0 75.1 60.1 48.7 41.1 37.9 36.3 35.6
Prognos 2006
Insgesamt nehmen die NOx-Emissionen auf der Nachfrageseite von 2000 bis 2035 auf unter 40 % ab, wobei der grösste Anteil der Reduktion im Verkehrssektor erbracht wird.
Dieser basiert auf Annahmen über absehbare Entwicklungen der spezifischen Emissions-grenzwerte (insbesondere nach Euro-5- und Euro-6-Norm). Den grössten Beitrag liefern hier die schweren Nutzfahrzeuge, bei denen das deutliche Wachstum der Verkehrsmen-gen und -leistunVerkehrsmen-gen auf der Ebene dieser Emissionen durch die VerbesserunVerkehrsmen-gen in der Technik überkompensiert wird. Details hierzu finden sich in Annex 6 des Schlussberichts zum Verkehrssektor von Infras [Infras 2007].
Juli 2007 105 Prognos AG
Figur 5-19 Szenario I Trend
NOx-Emissionen nach Sektoren, in 1'000 t
0 20 40 60 80 100 120 140
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
1'000 t
Verkehr Industrie Dienstleistungen Haushalte
Prognos 2006
Auch in den übrigen Sektoren finden sich Reduktionen der spezifischen Emissionen je produzierter Energieeinheit. So reduzieren sich beispielsweise die spezifischen Emissio-nen beim Einsatz von Gas in der Raumwärmeproduktion um nahezu 50 %. Es soll aller-dings darauf hingewiesen werden, dass insbesondere bei Heizöl als Brennstoff bereits in den Jahre vor 2000 erhebliche Verbesserungen der Verbrennungstechnologie und damit auch der spezifischen Emissionsfaktoren (so zum Beispiel im Industriesektor um fast 50 % von 78 g/GJ auf 42 g/GJ zwischen den Jahren 1980 und 2000, vgl. Anhang) stattge-funden haben.
In Tabelle 5-28 sind die relativen Veränderungen der NOx-Emissionen der Nachfragesek-toren sowie die jeweiligen Anteil der SekNachfragesek-toren an den gesamten Emissionen der Nachfra-geseite zusammengefasst.
Tabelle 5-28 Szenario I Trend
NOx-Emissionen der Nachfrage (Brenn- und Treibstoffe) in den Jah-ren 2000 und 2035, nach SektoJah-ren, in 1'000 t, absolute und relative Veränderung, Anteil an den Gesamtemissionen
2000 2035 abs. (1'000 t) rel. (%) 2000 2035
Verkehr 74.6 24.6 -50.0 -67.0% 82.0% 69.2%
Industrie 4.8 4.0 -0.8 -16.7% 5.3% 11.2%
Dienstleistungen 3.3 2.4 -0.9 -27.3% 3.6% 6.7%
Haushalte 8.3 4.6 -3.8 -45.0% 9.2% 12.9%
Total 91.0 35.6 -55.4 -60.9% 100.0% 100.0%
Sektor Emissionen Veränderung Anteil an den
Gesamtemissionen
Prognos 2006
Juli 2007 106 Prognos AG
Die NOx-Emissionen der Elektrizitätserzeugung hängen vom Einsatz fossiler und biogener Brennstoffe sowie der eingesetzten Technik ab. Es wird davon ausgegangen, dass in den grossen (zentralen) Anlagen wie grossen Gasturbinen und Kombikraftwerken einerseits die Verbrennungstechnik besser kontrolliert werden kann sowie aus wirtschaftlichen Grün-den ein höherer Aufwand bei der Behandlung der Abgase möglich ist als bei kleineren, dezentralen Anlagen und z. B. motorischen BHKWs. Auch bei diesen wird allerdings für die Zukunft vom regelmässigen Einsatz von Katalysatoren ausgegangen. (Vgl. Kap. 2) Tabelle 5-29 Szenario I Trend
NOx-Emissionen der Elektrizitätserzeugung nach Elektrizitätsange-botsvarianten, in 1'000 t
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Variante A 0.5 1.3 2.1 2.4 2.3 1.8 0.6 0.1 0.0 0.0
Variante B 0.5 1.3 2.1 2.4 2.4 1.8 0.8 0.6 0.5 0.5
Variante C 0.5 1.3 2.1 2.4 2.4 1.8 0.8 0.6 0.5 0.7
Variante G 0.5 1.3 2.1 2.4 2.3 1.8 0.6 0.1 0.0 0.0
Prognos 2006
Die abnehmende Tendenz der Emissionen nach 2005 spiegelt die Abalterung des vor-handenen Parks an insbesondere dezentralen WKK-Anlagen und ihren Ersatz durch emissionsärmere Technik wider. Beim Vergleich der Grössenordnungen der NOx -Emissionen der Elektrizitätserzeugung mit derjenigen der Nachfragesektoren zeigt sich, dass die Elektrizitätserzeugung in 2000 mit 2.1 kt NOx gut 2 % der Gesamtemissionen ausmacht und in Variante C mit maximalem Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung knapp 2 %.
Die Summierung von Nachfrage und gesamtem Umwandlungssektor ergibt für die ver-schiedenen Angebotsvarianten folgendes Bild (Tabelle 5-30):
Tabelle 5-30 Szenario I Trend
NOx-Emissionen gesamt (inkl. des gesamten Umwandlungssektors) nach Elektrizitätsangebotsvarianten, in 1'000 t
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Variante A 138.3 106.1 93.1 77.5 62.4 50.4 41.6 38.0 36.3 35.6 Variante B 138.3 106.1 93.1 77.5 62.5 50.5 41.9 38.5 36.8 36.1 Variante C 138.3 106.1 93.1 77.5 62.5 50.5 41.9 38.5 36.8 36.3 Variante G 138.3 106.1 93.1 77.5 62.4 50.4 41.6 38.0 36.3 35.6
Prognos 2006
Aufgrund der vorgenannten starken Veränderungen auf der Nachfrageseite, insbesondere durch den starken Beitrag des Verkehrs, sind die Streuungen der gesamtschweizerischen NOx-Emissionen in den verschiedenen Angebotsvarianten mit insgesamt knapp 2 % ver-gleichsweise gering.
5.7.3 PM10-Emissionen
Die PM10-Emissionen der Nachfrageseite sind in Tabelle 5-31 sowie in Figur 5-20 darge-stellt.
Juli 2007 107 Prognos AG
Tabelle 5-31 Szenario I Trend
PM10-Emissionen nach Sektoren, in 1'000 t
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Verkehr 5.9 4.9 4.2 3.2 2.0 1.2 0.7 0.6 0.6 0.5
Industrie 1.3 0.9 0.7 0.7 0.7 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5
Dienstleistungen 0.4 0.4 0.4 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2
Haushalte 1.2 1.1 1.0 0.8 0.6 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3
Insgesamt 8.7 7.3 6.3 5.1 3.5 2.5 1.8 1.7 1.6 1.4
Prognos 2006
Ähnlich wie bei den NOx-Emissionen werden die Feinstaub-Emissionen (PM10) sehr stark vom Verkehr dominiert. Ebenfalls ähnlich wie bei den NOx-Emissionen sind die spezifi-schen Emissionen hier technikabhängig; die Gesamtemissionen werden im Resultat stär-ker durch die Technik als durch die Mengeneffekte (Energieträgereinsatz) dominiert. Im Verkehrssektor werden an dieser Stelle lediglich die verbrennungsbedingten („exhaust“) Partikel und nicht die abriebbedingten (Reifen, Bremsbeläge, Kupplungen) und auch nicht verwirbelte Partikel betrachtet. Die letztgenannten („non-exhaust“) wachsen mit den Ver-kehrsleistungen, insbesondere im motorisierten Verkehr und werden im Schlussbericht des Verkehrssektors [Infras, 2007], Anhang 7, ausgewiesen. PM10-Emissionen des Ver-kehrs werden vor allem von den Grenzwerten der EU-Normen bestimmt, die im Zeitablauf um über 16 % abgesenkt werden. Die ausgewiesenen Gesamtemissionen stellen daher Obergrenzen dar.
Figur 5-20 Szenario I Trend
PM10-Emissionen nach Sektoren, in 1'000 t
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
1'000 t
Verkehr Industrie Dienstleistungen Haushalte
Prognos 2006
In den übrigen Sektoren sind bei den spezifischen Partikelemissionen bereits in den Jah-ren vor 2000 starke Verbesserungen (Absenkungen) erfolgt. Deutliche Änderungen zei-gen sich noch bei Gas zur Raumwärmeerzeugung (von 0.2 g/GJ in 2000 auf 0.1 g/GJ in 2005, danach Konstanz) sowie beim Einsatz von Holz zur Raumwärmeerzeugung und
Juli 2007 108 Prognos AG
zum Einsatz in der Industrie (Absenkung von 50 g/GJ (Raumwärme) bzw. 60 g/GJ (In-dustrie) in 2000 bis auf 15 g/GJ in 2035).
zum Einsatz in der Industrie (Absenkung von 50 g/GJ (Raumwärme) bzw. 60 g/GJ (In-dustrie) in 2000 bis auf 15 g/GJ in 2035).