Neue erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen: Potenziale und Kosten

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Paul Scherrer Institut, 5232 Villigen PSI, Schweiz Tel. +41 (0)56 310 21 11, Fax +41 (0)56 310 21 99

P A U L S C H E R R E R I N S T I T U T

PSI Bericht Nr. 05-04 Mai 2005 ISSN 1019-0643

Stefan Hirschberg, Christian Bauer, Peter Burgherr, Serge Biollaz, Wilhelm Durisch, Konstantin Foskolos, Peter Hardegger, Anton Meier, Warren Schenler, Thorsten Schulz, Samuel Stucki und Frédéric Vogel

Neue erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen: Potenziale und Kosten

Ganzheitliche Betrachtung von Energiesystemen (GaBE)

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(4)

Inhaltsverzeichnis

INHALTSVERZEICHNIS... 1

FIGURENVERZEICHNIS... 7

TABELLENVERZEICHNIS... 13

KAPITEL UND AUTOREN... 17

D^ANKSAGUNG... 19

ZUSAMMENFASSUNG... 21

RESUME... 41

EXECUTIVESUMMARY... 61

1 HINTERGRUND... 81

1.1 Rahmen dieses Projekts...81

1.2 Struktur der heutigen Stromversorgung und Potenziale...81

1.2.1 Situation weltweit... 81

1.2.2 Situation in der Schweiz... 83

1.3 Erfahrung des PSI...84

1.4 Literaturverzeichnis...85

2 ZIELSETZUNG UND R^{AHMEN DER}A^RBEIT... 87

2.1 Ziele...87

2.2 Rahmen der Arbeit ...87

3 ANSATZ UND RAHMENBEDINGUNGEN... 89

3.1 Basis für die Arbeit...89

3.2 Durchführung und Organisation der Arbeiten...90

3.3 Allgemeine Annahmen...91

3.4 Einschränkungen ...91

4 KLEINWASSERKRAFTWERKE... 95

4.1 Einleitung ...95

(5)

4.4.2 Zukünftige Kosten... 112

4.5 Umweltauswirkungen...113

4.5.1 Derzeitige Technologien ... 113

4.5.2 Zukünftige Technologien ... 116

4.6 Entwicklung und Markteinführung beeinflussende Faktoren ...116

4.6.1 Begünstigende Faktoren... 116

4.6.2 Hindernisse... 116

4.6.3 Rahmenbedingungen für zukünftige Entwicklung und Marktreife... 117

4.7 Offene Fragen, Forschungsaktivitäten und –bedarf ...117

4.8 Schlussfolgerungen ...118

4.9 Abkürzungsverzeichnis ...120

5 WINDENERGIE... 125

5.1.1 Definition ... 126

5.1.2 Globale und europäische Stromversorgung und Trends ... 126

5.1.3 Schweizer Stromversorgung und Trends ... 128

5.2 Technologiebeschreibung...129

5.2.1 Derzeitige Technologie ... 129

5.3 Potenzial zur Stromerzeugung...136

5.3.1 Globale theoretische und technische Potenziale ... 136

5.3.2 Technisches Potenzial ... 136

5.4 Kosten...144

5.4.1 Derzeitige Situation... 144

5.5 Umweltauswirkungen...155

5.5.1 Derzeitige Technologie ... 155

5.6 Entwicklung und Markteinführung beeinflussende Faktoren ...158

5.6.1 Begünstigende Faktoren... 158

5.6.3 Rahmenbedingungen für zukünftige Entwicklung und Marktreife... 160

5.7 Offene Fragen, Forschungsaktivitäten und –bedarf ...161

6 STROMERZEUGUNGSPOTENZIAL VONBIOMASSE IN DER SCHWEIZ... 173

6.1.2 Schweizer Stromversorgung und Trends für die Biomasseverstromung ... 174

6.2.1 Marktentwicklung und Technologieentwicklung... 176

6.3 Potenzial ...180

6.3.1 Theoretisches Potenzial... 180

(6)

6.3.2 Ökologisches Potenzial ... 181

6.4 Kosten...182

6.4.1 Kosten ausgeführter Anlagen ... 183

6.4.2 Erwartete Kostenentwicklung ... 186

6.5 Umweltauswirkungen und Sicherheitsaspekte ...188

6.6 Einflussfaktoren auf die Entwicklung und Markteinführung...190

6.6.1 Förderfaktoren... 190

6.6.3 Rahmenbedingungen für die zukünftige Entwicklung und Marktreife... 191

6.7 Offene Fragen, Forschungsaktivitäten und Forschungsbedarf ...191

7 PHOTOVOLTAIK... 197

7.1.1 Definition / Funktionsprinzip ... 198

7.2.1 Allgemeines... 201

7.2.2 Photovoltaikmarkt in der Schweiz ... 203

7.2.3 Weltmarkt... 205

7.2.4 Solarzellen und deren Wirkungsgrade ... 210

7.2.5 Zukünftige Technologieentwicklung ... 217

7.2.6 Systeme und Anlagen... 220

7.2.7 Entsorgung und Recycling ... 221

7.2.8 Produktionscharakteristik... 222

7.3.1 Einstrahlungspotenzial ... 222

7.3.2 Flächenpotenzial ... 224

7.3.3 Leistungspotenzial... 224

7.3.4 Energiepotenzial... 226

7.3.5 Einführungsgeschwindigkeit... 231

7.4 Kosten...232

7.4.1 Derzeitige Kosten... 232

(7)

7.10 Anhang ...249

7.10.1 Exergie der Solarstrahlung ... 249

7.12 Literatur ...252

8 SOLARTHERMISCHE UND -^CHEMISCHEK^RAFTWERKE... 257

8.3.1 Physikalisches Potenzial ... 268

8.4 Kosten...271

8.4.1 Derzeitige Kosten... 272

8.6 Einflussfaktoren auf die Entwicklung und Markteinführung...282

8.6.1 Förderfaktoren... 282

8.6.3 Rahmenbedingungen für die zukünftige Entwicklung und Marktreife... 283

8.7 Offene Fragen, Forschungsaktivitäten und Forschungsbedarf ...284

8.10 Literatur ...291

9 GEOTHERMIE... 297

9.1 Einführung...297

9.1.1 Globale und Europäische Stromversorgung, Wärmeversorgung und Trends ... 297

9.1.2 Schweizer Stromversorgung, Wärmeversorgung und Trends... 297

9.2.1 Aktuelle Technologien ... 298

9.3 Potenzial der Ressourcen...304

9.4 Kosten der Stromerzeugung ...318

9.4.1 Kostenentwicklung... 318

9.4.2 Entwicklung der Kosten/Versorgungs-Kurve ... 323

9.5.1 Heutige Technologien ... 332

9.6 Faktoren, welche die Entwicklung und Markteinführung beeinflussen ...334

9.6.1 Nachfragefaktoren... 334

(8)

9.6.3 Anforderungen für zukünftige Entwicklung und Marktreife ... 334

9.7 Offene Fragen, Forschungsaktivitäten und -bedarf ...334

10 WELLENKRAFT... 339

10.1 Einführung...339

10.1.1 Globale und Europäische Stromversorgung und Trends... 340

10.2.1 Heutige Technologie ... 341

10.3 Potenzial der Ressourcen...350

10.4 Kosten...354

10.4.1 Aktuelle Kosten... 354

10.4.2 Optimierungsfaktoren ... 358

10.5.1 Heutige Technologien ... 358

10.6 Einflussfaktoren auf Entwicklung und Markteinführung...359

10.6.1 Nachfragefaktoren... 359

10.6.3 Anforderungen an zukünftige Entwicklungen und Marktreife ... 360

10.7 Offene Fragen, Forschungsaktivitäten und -bedarf ...360

11 NEUENUKLEARANLAGEN... 363

11.2 Technologien ...364

11.2.1 Phasen der Technologieentwicklung von Nuklearanlagen ... 364

(9)

11.5 Stand der Kernenergie und Ausblick...400

11.5.1 Kurzer Überblick zur Kernenergie heute ... 400

11.5.2 Zukünftige Entwicklung der Kernenergie in der Welt... 401

11.6 Szenarios ...403

11.6.1 Einleitung ... 403

11.6.2 Erneuerung der bestehenden Anlagen... 403

11.6.3 Ausbau mit neuen Standorten ... 406

11.6.4 Vergleich der Szenarien ... 407

11.7 Potenzial der Kernenergie in der Schweiz...408

11.7.1 Einflussfaktoren ... 409

11.7.2 Bezugsrechte ... 410

11.8 Kosten...411

11.8.1 Derzeitige Situation... 411

11.8.2 Zukünftige Entwicklung... 413

11.9.1 Kohlendioxid... 416

11.9.2 Strahlenbelastung ... 416

11.9.3 Entsorgung ... 417

11.9.4 Sicherheit ... 418

12 SCHLUSSFOLGERUNGEN... 427

12.1 Elektrizität aus Neuen Erneuerbaren in der Schweiz ...427

12.2 Import erneuerbarer Elektrizität ...428

12.3 Abschliessende Anmerkungen zu den Perspektiven der Neuen Erneuerbaren ...429

12.4 Neue nukleare Technologien...431

(10)

Figurenverzeichnis

Fig. 1.1 Darstellung der einzelnen Beiträge zur weltweiten Stromproduktion im Jahr 2001 (OECD/IEA 2003). 81 Fig. 1.2 Stromproduktion in der Schweiz im Jahr 2003 (BFE 2004) und Kaufmann (2004). 83

Fig. 4.1 Schematische Darstellung einer Pelton-Turbine. 99

Fig. 4.2 Schematische Darstellung einer Francis-Turbine. 99

Fig. 4.3 Schematische Darstellung einer Kaplan-Turbine. 99

Fig. 4.4 Wasserkraftschnecken: 8.5 kW und 65 kW. 100

Fig. 4.5 HYDROMATRIX Testanlage im oberösterreichischen Kleinwasserkraftwerk Agonitz (Bihlmayer & Koleber 2004). 102

Fig. 4.6 Darstellung einer StrafloMatrix-Turbine. 102

Fig. 4.7 Gebietsweises Energiepotenzial des Niederschlagswassers und der Zuflüsse sowie die aktuelle Nutzung dieses Potenzials (http://www.energie-atlas.ch/wa-CH.htm). 103 Fig. 4.8 Theoretische Ausbaumöglichkeiten der Wasserkraft (http://www.energie-atlas.ch/wa-CH.htm). 103 Fig. 4.9 Technische Ausbaupotenziale für Kleinwasserkraft in der Schweiz bis zum Jahr 2035. 105 Fig. 4.10 Ausbaupotenzial der Kleinwasserkraft durch Neubau und Revitalisierung bestehender Anlagen für einzelne

europäische Länder (Lorenzoni et al. 2001). 108

Fig. 4.11 Stromgestehungskosten für verschiedene Kategorien von Kleinwasserkraftwerken. 110 Fig. 4.12 Stromgestehungskosten einzelner Kleinwasserkraftwerke in Abhängigkeit von der jährlichen

Produktionserwartung. 111

Fig. 4.13 Stromgestehungskosten einzelner Kleinwasserkraftwerke in Abhängigkeit von der Nennleistung. 111 Fig. 4.14 Szenarien zur zukünftigen Kostenentwicklung der Stromerzeugung in Kleinwasserkraftwerken. 112 Fig. 5.1 Schematische Darstellung einer Windkraftanlage (Quelle: Kaltschmitt & Fischedick 1995). 130 Fig. 5.2 Entwicklung der Grösse von typischen Windkraftanlagen zwischen 1980 und 2003 (Quelle: EWEA 2004a). 131

Fig. 5.3 Enercon E-112 4.5 MW Prototyp (EWEA 2004c). 131

Fig. 5.4 Historische und mögliche zukünftige Entwicklung der Windenergie in der Schweiz. Für die zukünftigen Potenziale wurden nur Windpark-Standorte berücksichtigt (vgl. auch Text). 140 Fig. 5.5 Karte geplanter Offshore-Parks in der Nordsee (aus M. Luther 2003). 143 Fig. 5.6 Prognosen der Onshore- und Offshore-Windenergienutzung in Deutschland bis 2030 (WindEnergy Studie

(11)

Fig. 5.11 Kosten für Windstromimporte bis zur Schweizer Grenze aus verschiedenen Quellen. 154 Fig. 6.1 Zukünftige Technologieentwicklung zur Verstromung von Holz. Bi-Fuel Gaskombi-Technik: Koppelung von

Druckvergaser mit konventionellem Gaskombi-Kraftwerk. 177

Fig. 6.2 Zukünftige Technologieentwicklung zur Verstromung von nasser Biomasse. 177 Fig. 6.3 Zusammenfassende Darstellung heutiger und in Zukunft erwarteter elektrischer Wirkungsgrade von mit

trockener Biomasse (Holz) gefeuerten Stromerzeugungsanlagen. Die Wirkungsgradangaben stammen aus eigenen Berechnungen und verschiedenen Veröffentlichungen: (Bolhàr-Nordenkampf 2004), (BMU 2004), (Dornburg 2001), (Fichtner 2002), (Solantausta 2000), (Veringa 2003). 179

Fig. 6.4 Theoretisches Biomassenpotenzial 2001. 181

Fig. 6.5 Ökologisches und genutztes Biomassenpotenzial 2001. 182

Fig. 6.6 Abhängigkeit der Stromgestehungskosten vom Holzpreis, der Jahresbetriebszeit der Anlage und der erzielbare Wärmeabnahmepreis. Als weiterer Parameter wurden die Investitionskosten variiert (a: 100%, b: 50%). Eine Kostenreduktion um 50% wird von verschiedenen Autoren für neue Technologien erwartet. 184 Fig. 6.7 Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten verschiedener Technologien zur Stromerzeugung aus

Holz von der elektrischen Anlagenkapazität, zusammengezogen aus verschiedenen Quellen (Bolhar- Nordenkampf 2004, BMU 2004, PSI 2004). Die spezifischen Investitionskosten hängen deutlich von der

Anlagenkapazität ab. 186

Fig. 7.1 Prinzipieller Aufbau einer kristallinen Solarzelle. 199

Fig. 7.2 Strom-Spannungs-Kennlinie einer Si-Solarzelle. 199

Fig. 7.3 Kumulativ installierte Leistung der am „Photovoltaic Power Systems Programme“ der IEA teilnehmenden

Länder. 200

Fig. 7.4 Typischer Aufbau einer Netzverbund-Photovoltaikanlage. 202

Fig. 7.5 PV-Dachanlage (Becker 2003). 204

Fig. 7.6 Zeitliche Entwicklung der jährlichen Zubaurate und der kumulativ installierten Leistung von netzgekoppelten

PV-Anlagen in der Schweiz. 204

Fig. 7.7 Entwicklung der weltweiten Produktion von Photovoltaikzellen. 205

Fig. 7.8 Kumulierte Leistung der weltweit erzeugten PV-Zellen. 206

Fig. 7.9 Produktion von Photovoltaikzellen in den USA, Japan, Europa und dem Rest der Welt (Maycook 2004). 206 Fig. 7.10 Bisherige Entwicklung der weltweiten jährlichen Zellen-Produktionskapazität und Extrapolation bis 2020. 208 Fig. 7.11 Wachstum der weltweit kumulativ installierten Photovoltaik-Leistung und mögliche Entwicklung bis 2020. 208 Fig. 7.12 Anteile der wichtigsten Produzenten am PV-Weltmarkt im Jahr 2003 (Maycook 2004). 209

Fig. 7.13 „Mikromorphe“ Tandem-Dünnschichtzelle. 211

Fig. 7.14 Aufbau einer CIGS-Zelle. 212

Fig. 7.15 Schematischer Aufbau einer CIS-Zelle und Praxisanwendung (Becker 2003). 212

Fig. 7.16 Schematischer Aufbau einer CdTe-Zelle (Becker 2003). 213

Fig. 7.17 Monokristalline Saturn Zelle von BP (Becker 2003). 213

Fig. 7.18 Funktionsprinzip einer Mehrschicht-Zelle (http://www.nrel.gov/ncpv). 214

Fig. 7.19 Schematische Darstellung einer Farbstoff-Zelle (Becker 2003). 214

(12)

Fig. 7.20 Historische Entwicklung des Wirkungsgrades verschiedener Solarzellen (Labor) und von Siliziummodulen. 215 Fig. 7.21 Maximale theoretische Wirkungsgrade einiger Solarzellenmaterialien bei Standardbedingungen. 218 Fig. 7.22 Historische und prognostizierte Entwicklungen der Wirkungsgrade verschiedener Zelltypen, jeweils für die

höchsten Laborwirkungsgrade (Goetzberger 2001). 219

Fig. 7.23 Schematische Darstellung einer ans Stromnetz angebundenen PV-Dachanlage. 220 Fig. 7.24 Jährliche Sonneneinstrahlung auf horizontale Flächen in der Schweiz [kWh/m²] nach Meteotest. 223 Fig. 7.25 Jährliche solare Einstrahlung auf horizontale Flächen weltweit (Krieth & Krieger 1978). 223 Fig. 7.26 Wachstum der kumulativ installierten Photovoltaik-Leistung in der Schweiz und mögliche künftige

Entwicklungen. 224

Fig. 7.27 Wachstum der kumulativ installierten Photovoltaik-Leistung in der Schweiz über einen langen Zeitraum. 225 Fig. 7.28 Globale Einstrahlung in W/m² in eine 30° geneigte, nach Süden ausgerichtete Fläche bei wolkenlosem

Himmel. 226

Fig. 7.29 Globale Einstrahlung in W/m² in eine 30° geneigte, nach Süden ausgerichtete Fläche an einem bewölktem

Tag mit kurzen sonnigen Abschnitten. 227

Fig. 7.30 Globale Einstrahlung in W/m² in eine 30° geneigte, nach Süden ausgerichtete Fläche an einem bewölktem

Tag ohne Sonnenschein. 227

Fig. 7.31 Globale Einstrahlung in W/m² in eine 30° geneigte, nach Süden ausgerichtete Fläche an einem Tag mit

Hochnebel. 227

Fig. 7.32 Monatliche Stromproduktion einer 2 kW PV-Anlage im Schweizer Mittelland im Jahr 1997. 228 Fig. 7.33 Monatliche Stromproduktion einer 2.4 kW PV-Anlage in den Schweizer Alpen im Jahr 1993. 229 Fig. 7.34 Jahresertrag der PV-Anlagen in der Schweiz (Meier et al. 2004). 230 Fig. 7.35 Degression der Kosten von mono- und polykristallinen Modulen über der weltweit kumulativ produzierten

Leistung. Es handelt sich um Preise ab Fabrik. Die Progress Ratio (PR) beträgt hier 0.91. 233

Fig. 7.36 Kostenaufschlüsselung von dachaufgebauten Netzverbundanlagen. 233

Fig. 7.37 Schematische Darstellung des Modells zur Berechnung der Stromgestehungskosten aus PV-Anlagen.

G: Globale Einstrahlung, -a: Umgebungstemperatur; P: Modulleistung; -: Zellentemperatur; Em: Ertrag;

Șm: Modulwirkungsgrad; C: Produktionskosten; Am: Modulfläche; c: Spezifische Gestehungskosten. 234 Fig. 7.38 Historische und mögliche zukünftige Entwicklung von PV-Modulpreisen (Margolis 2003). 236 Fig. 7.39 Entwicklung der PV-Systemkosten in Japan zwischen 1994 und 2000 (Margolis 2003). 236

(13)

Fig. 8.4 Hocheffizientes, solar betriebenes Kombikraftwerk (Quelle: ETHZ/PSI). 264

Fig. 8.5 Wege zu solarem Wasserstoff (Quelle: ETHZ/PSI). 265

Fig. 8.6 Herstellung von solaren Brennstoffen und Elektrizität mit dem Zn/ZnO-Kreisprozess (Quelle: PSI). 267 Fig. 8.7 Links: 10 kW Solarreaktor für die thermische Dissoziation von ZnO bei 2000°C. Rechts: 200-500 kW

Solarreaktor für die karbothermische Reduktion von ZnO mit C bei 1200° (Quelle: PSI). 267 Fig. 8.8 Bisher installierte Leistung (SEGS Anlagen I-IX) und technisch nutzbares Potenzial solarthermischer

Kraftwerke weltweit und für den Mittelmeerraum (EUMENA) gemäss verschiedenen Quellen. 270 Fig. 8.9 Investitionskosten bisheriger SEGS-Anlagen ohne thermische Speicherung (World Bank 1999) und

prognostizierte Investitionskosten von solarthermischen Parabolrinnenkraftwerken (PR) und Solarturmkraftwerken (ST) mit thermischer Speicherung. Extrapolierte Lernkurven gemäss realistischem Szenario (real; f = 0.92) und optimistischem Szenario (opt; f = 0.85) nach 2020 (Sargent & Lundy 2003;

S&L). Details im Text. 275

Fig. 8.10 LEC bisheriger SEGS-Anlagen ohne thermische Speicherung (Becker 2000) und prognostizierte LEC von solarthermischen Parabolrinnenkraftwerken (PR) und Solarturmkraftwerken (ST) mit thermischer Speicherung. Extrapolierte Lernkurven gemäss realistischem Szenario (real; f = 0.92) und optimistischem Szenario (opt; f = 0.88) nach 2020 (Sargent & Lundy 2003; S&L). Details im Text. 277 Fig. 9.1 Schematische Darstellung einer Stromerzeugungsanlage mit binärem Kreislauf (Kutscher 2001). 298 Fig. 9.2 Schematische Darstellung einer Stromproduktionsanlage mit binärem Kalina-Kreislauf (Kutscher 2001). 300

Fig. 9.3 Polykristalline Diamant-Bohrkronen Technologie (USDOE 2001). 302

Fig. 9.4 Profile eines konventionellen und eines schlanken Bohrlochs. 303

Fig. 9.5 Messgerät für den Fluss des geothermischen Fluids (USDOE 2001). 303

Fig. 9.6 Bohrloch-Überwachung und Steuerung, akustischer Signalübermittler für Bohrloch-Telemetrie (USDOE 2001). 304

Fig. 9.7 Spektrum der Geothermalen Ressourcen zur Stromerzeugung. 305

Fig. 9.8 Durchschnittlicher Wärmegehalt und –fluss (BGR 2000). Tiefenbereich, der für die geothermische Stromerzeugung grundsätzlich infrage kommt. Obere Begrenzung 100 °C-Isotherme, Untere Begrenzung:

7 km (maximale Bohrtiefe). 306

Fig. 9.9 Geologische Charakteristika einer Geothermischen Ressource (Mink 2003). 307 Fig. 9.10 Temperaturprofile von Bohrlöchern in Deutschland, Auszug der Datenbank des GGA-Institutes (BGR 2000). 309

Fig. 9.11 Ressourcenkarte für geothermale Wärme (Häring et al. 2002). 312

Fig. 9.12 Geothermal Generation Map of Switzerland. 312

Fig. 9.13 Ursprüngliches Gebiet der Geowatt Studie. Geologische Karte der Nordschweiz, inkl. Bohrlöchern,

seismischen Linien und Geowatt Modellparameter. 313

Fig. 9.14 Geowatt Modell mit vierflächigen Netzelementen. 314

Fig. 9.15 Schematische Darstellung geothermaler Ressourcentypen (BGR 2000). 315 Fig. 9.16 Temperaturprofil, das durch Deep Heat Mining entsteht (BGR 2000). Erschliessungsschema für die

kristallinen Gesteine. Die eingezeichneten Temperaturkurven für die Ebene der Injektionsbohrung (IN) und der Produktionsbohrung (EX) gelten für eine Nutzungsdauer von tN = 25 a und ț = 10^-6 m²/s bei gleichzeitiger Nutzung der Rissflächen. Bei zeitversetzter Nutzung verbreitert sich die Auskühlungszone der

zuerst genutzten Rissflächen weiter. 317

Fig. 9.17 Wirkungsgrad als Funktion der geothermalen Temperatur. 318

(14)

Fig. 9.18 Abnahme der Temperatur des geothermalen Fluids. 325 Fig. 9.19 Sensitivitätsanalyse der geothermalen Stromgestehungskosten für einzelne Parameter. 326 Fig. 9.20 Geothermale Kosten/Versorgungs-Kurve in der Schweiz für einen Temperaturgradienten von 30°C/km, für

Tiefen zwischen 3 km und 7 km. 328

Fig. 9.21 Geothermale Kosten/Versorgungs-Kurve in der Schweiz für einen Temperaturgradienten von 40°C/km, für

Tiefen zwischen 3 km und 7 km. 329

Fig. 9.22 Kosten/Versorgungs-Kurve als Funktion des geothermalen Gradienten. 330 Fig. 9.23 Gewichtete Durchschnitts-Kosten/Versorgungs-Kurve für die Schweiz. 331

Fig. 10.1 Schematische Darstellung des Oscillating Water Column Designs. 342

Fig. 10.2 Schnitt durch die „Oscillating Water Column“-Anlage auf Islay. 343

Fig. 10.3 Schematische Darstellung des “Pendulum”-Designs. 344

Fig. 10.4 Schematische Darstellung des “Tapered Channel”-Designs. 344

Fig. 10.5 Schematische Darstellung des “Salter Duck”-Designs. 346

Fig. 10.6 Schematische Darstellung des “Pelamis”-Designs. 347

Fig. 10.7 Foto eines Pelamis-Prototyps in Originalgrösse. 347

Fig. 10.8 Schematische Darstellung des McCabe Wellenpumpen-Designs. 348

Fig. 10.9 Schematische Darstellung des “Seabed Piston Pump”-Designs. 348

Fig. 10.10 Schematische Darstellung einer Anlage mit Schlauchpumpen-Design. 349

Fig. 10.11 Schematische Darstellung des “Archimedes Wave Swin”-Designs. 349

Fig. 10.12 Ressourcenkarte der Wellenenergie 1. 352

Fig. 10.13 Ressourcenkarte der Wellenenergie 2. 352

Fig. 10.14 Geografische Verhältnisse für die Übertragung von Strom aus Wellenkraftwerken in die Schweiz. 356 Fig. 10.15 Kosten und Wirkungsgrad der Gleichstrom-Hochspannungsübertragung. 357 Fig. 11.1 Die Schweizer Kernkraftwerke Mühleberg, Gösgen, Leibstadt und Beznau 363 Fig. 11.2 Die Entwicklung der Kerntechnik – Ablösung der Generationen (GIF 2002a) 364 Fig. 11.3 Planung der Ablösung der Generationen der EDF für Frankereich (2002) 365

(15)

Fig. 11.10 Generation IV Reaktor: Bleigekühlter Schneller Reaktor (GIF 2002a). 378

Fig. 11.11 Generation IV Reaktor: Salzschmelze-Reaktor (GIF 2002a). 379

Fig. 11.12 Generation IV Reaktor: Sodium-gekühlter Reaktor (GIF 2002a). 380

Fig. 11.13 Generation IV Reaktor: Überkritischer wassergekühlter Reaktor (GIF 2002a) 381

Fig. 11.14 Generation IV Reaktor: Hochtemperatur-Reaktor (GIF 2002a). 382

Fig. 11.15 Der Brennstoffkreislauf (Koelzer 2004). 384

Fig. 11.16 Brennstoffzyklen (GIF 2002a). 385

Fig. 11.17 Reduktion der Radiotoxizität durch Vernichtung der höheren Aktiniden (CEA 2001). 386

Fig. 11.18 Uranvorkommen nach Konzentration (GIF 2002b). 386

Fig. 11.19 Uranpreis 1972-2000 (OECD/NEA 2002a) 387

Fig. 11.20 Uranproduktion und Verbrauch 1945-2001 (WNA 2002) 388

Fig. 11.21: Die Aufteilung der Erzeugungskosten im Kernkraftwerk über die gesamte Betriebsdauer (OECD/NEA 2001) 389 Fig. 11.22: Einfluss der Brennstoffkosten auf die Stromerzeugungskosten (Bsp. Finnland, 2000; UIC 2004) 389 Fig. 11.23 Weltweite Entwicklung von durchschnittlicher Anreicherung und Abbrand (ohne HWR) 392 Fig. 11.24 Zwischenlager in Würenlingen (1. Konditionierungsanlage/Bürotrakt; 2. Lagergebäude für schwach- und

mittelaktive Abfälle (2. Bauetappe); 3. Lagergebäude für mittelaktive Abfälle; 4. Heisse Zelle;

5. Empfangsgebäude; 6. Behälterlagergebäude; 7. Verbrennungs- und Schmelzanlage; 8. Nebengebäude;

9. Bundeszwischenlager) 393

Fig. 11.25 Stand und Ausblick Entsorgungsfonds (UVEK 2004) 396

Fig. 11.26 Prognosen zur Entwicklung der Kernenergie auf der Welt (IAEA 2003b, IIASA/WEC 1998) 401 Fig. 11.27: Szenario1: Ersatz der Kraftwerke durch gleiche Leistung, Zusammenlegung von Beznau und Mühleberg 404 Fig. 11.28 Szenario 2A: Zusammenlegung Beznau und Mühleberg und Ersatz durch EPR 1600, Ersatz von Gösgen

und Leibstadt durch EPR 1600, 405

Fig. 11.29 Szenario 2B: Zusammenlegung Beznau und Mühleberg und Ersatz durch EPR 1600, Ersatz von Gösgen

durch EPR 1600, Ersatz von Leibstadt durch GEN IV 405

Fig. 11.30 Potenzial für Stromproduktion aus Kernkraft in der Schweiz, alle Szenarien 407 Fig. 11.31 Anteile der Erzeugungskosten für Gösgen/Leibstadt 2002 (KKG 2002, KKL 2002) 411 Fig. 11.32 Anteile der Erzeugungskosten für den EPR für Frankreich (links, Forschungsaufwand und Umweltabgaben

sind Betrieb und Brennstoff zugeschlagen; DGEMP 2003) und für Finnland (Tarjanne & Loustarinen 2002) 414 Fig. 11.33 Vergleich des totalen Ausstosses an Treibhausgasremissionen (ausgedrückt als CO2-äquivalent) für

verschiedene Stromerzeugungssysteme (Dones et al. 2004d) 416

Fig. 11.34 Entwicklung der Sicherheit in Kernkraftwerken: Vorschriften, Schweizer Kernkraftwerke und Beispiele (IAEA

1995) 418

Fig. 12.1 Potenziale und Kosten der Neuen Erneuerbaren sowie Stromsparpotenzial in der Schweiz. 431

Fig. 12.2 Potenziale der Kernenergie in der Schweiz. 433

(16)

Tabellenverzeichnis

Tab. 1.1 Erneuerbare Ressourcen weltweit [EJ/a] nach (Goldemberg 2000a). 82

Tab. 4.1 Stromproduktion in Kleinwasserkraftwerken weltweit. 97

Tab. 4.2 Stromproduktion in Schweizer Kleinwasserkraftwerken (Juni 2004). 98

Tab. 4.3 Offen stehendes Potenzial für Kleinwasserkraftwerke (<10 MW) nach (Elektrowatt 1987). 104 Tab. 4.4 Daten zu Kleinwasserkraftwerken für das Jahr 1999 und Ausbaupotenziale für die damals 15 EU-Länder

(Lorenzoni et al. 2001). 106

Tab. 4.5 Daten zu Kleinwasserkraftwerken für das Jahr 1999 und Ausbaupotenziale für andere europäische Länder

(Lorenzoni et al. 2001). 107

Tab. 4.7 Charakteristika beispielhafter Kleinwasserkraftwerke und ausgewählte LCA-basierende Umwelt-

auswirkungen der Stromerzeugung. 113

Tab. 4.8 Charakteristika und Indikatoren für die Stromerzeugung in Kleinwasserkraftwerken. 119 Tab. 5.1 Installierte Leistung der Ende des Jahres 2003 in den 15 Mitgliedsstaaten der EU betriebenen

Windkraftanlagen (Quelle: EWEA 2004a; EWEA 2004b). 127

Tab. 5.2 Installierte Leistung der Ende des Jahres 2003 in den restlichen Ländern Europas betriebenen

Windkraftanlagen (Quelle: EWEA 2004a; EWEA 2004b). 127

Tab. 5.3 Konventionelles und erweitertes Marktszenario der Windkraftanlagen weltweit bzw. in Europa [MW

installierte Leistung] (Quelle: EWEA 2004a). 128

Tab. 5.4 Rotordurchmesser (D) von handelsüblichen WKA mit 1.5 MW Leistung (Quelle: EWEA 2004a). 132 Tab. 5.5 Übersicht über verschiedene Offshore-Fundamentsarten nach (EWEA 2004a). 134 Tab. 5.6 Aufteilung der ursprünglichen 110 Standorte und der kantonalen/kommunalen Standorte (Daten aus

BFE/BUWAL/ARE 2004a). 138

Tab. 5.7 Windenergie-Potenziale der kantonalen/kommunalen, „prioritären“ und „übrigen“ Windpark-Standorte, wenn

Vollausbau angenommen wird (Daten aus BFE/BUWAL/ARE 2004a). 138

Tab. 5.8 Technische Onshore-Potenziale in der EU-15 und in Norwegen (Quelle: EWEA 2004a). 141 Tab. 5.9 Technische Offshore-Potenziale in Westeuropa (Quelle: EWEA 2004a). 142 Tab. 5.10 Vergleich der derzeitigen Investitionskosten für Windenergieanlagen in der Schweiz mit denjenigen im

Ausland. Für Vergleichszwecke wurden auch Offshore-Anlagen berücksichtigt. Umrechnungsfaktoren:

EUR/CHF 1.55; USD/CHF 1.30; GBP/CHF 2.30. 145

(17)

Tab. 5.15 Charakteristika beispielhafter Windkraftanlagen und ausgewählte, Lebenszyklusanalyse (LCA) basierte

Umweltauswirkungen der Stromerzeugung. 155

Tab. 5.16 Charakteristika und Indikatoren für die Stromerzeugung in Windkraftanlagen. 163

Tab. 6.1 Eingeführte und demonstrierte Biomasse-Technologien. 178

Tab. 6.2 Zukünftige Biomasse-Technologien mit Schätzung über den Zeitpunkt der Technologieverfügbarkeit. 179 Tab. 6.3 Parameterannahmen für die Beispielrechung „Holzvergasung/Gasmotor“. Ausgeführte Anlage „first-of-its-

kind“ aus (Bolhar-Nordenkampf 2004). 185

Tab. 6.4 Kostenschätzung für hydrothermale Vergasung von Gülle im Massstab 2 MW. 187 Tab. 6.5 Charakteristika beispielhafter mit naturbelassenen Holzschnitzeln betriebener WKK-Anlagen und

ausgewählte LCA-basierende Umweltauswirkungen der Stromerzeugung, Allokation nach Exergie (Bauer

2003). 189

Tab. 6.5 Ausgewählte Sachbilanzergebnisse der Ökobilanz für Strom aus Biogas nach (BMU 2004). 189

Tab. 7.1 Historische Entwicklung der Photovoltaik in der Schweiz. 201

Tab. 7.2 Produktion von verschiedenen PV-Zelltechnologien [MW] im Jahr 2003 (Maycook 2004). 207 Tab. 7.3 Entwicklung der PV-Zellen Produktion der bedeutendsten Hersteller (Maycook 2004). 209 Tab. 7.4 Übersicht über die Wirkungsgrade von verschiedenen Zelltypen, Labor- und Praxiswerte. 216 Tab. 7.5 Überblick über verschiedene Photovoltaik-Optionen nach (Energie-Spiegel 2001). 219 Tab. 7.6 Merkmale von Verfahrenstypen zur Behandlung von PV-Modulen (Sander et al. 2004). 222 Tab. 7.7 Stromproduktion mit Photovoltaikanlagen im Jahr 2020, verschiedene Szenarien (siehe Fig. 7.26). 231 Tab. 7.8 Stromproduktion mit Photovoltaikanlagen im Jahr 2035, verschiedene Szenarien (siehe Fig. 7.27). 231 Tab. 7.9 Stromproduktion mit Photovoltaikanlagen im Jahr 2050, verschiedene Szenarien (siehe Fig. 7.27). 231 Tab. 7.10 Heutige Stromgestehungskosten in PV-Anlagen für verschiedene Regionen [Rp./kWh]. 235 Tab. 7.11 Stromgestehungskosten in PV-Anlagen für verschiedene Regionen bei unterschiedlichen Investitionskosten

im Jahr 2020 [Rp./kWh]. 237

Tab. 7.12 Stromgestehungskosten in PV-Anlagen für verschiedene Regionen bei unterschiedlichen Investitionskosten

im Jahr 2035 [Rp./kWh]. 237

Tab. 7.13 Charakteristika derzeitiger Photovoltaikanlagen in der Schweiz und ausgewählte LCA-basierende Umweltauswirkungen der Stromerzeugung nach (Jungbluth 2003; ecoinventCentre 2003). 240 Tab. 7.14 Charakteristika zukünftiger Photovoltaikanlagen in der Schweiz und ausgewählte LCA-basierende

Umweltauswirkungen der Stromerzeugung nach (Jungbluth 2003; ecoinventCentre 2003) für den Zeitraum

2005 – 2010. 241

Tab. 7.15 Charakteristika und Indikatoren für die Stromerzeugung in Photovoltaikanlagen. 247 Tab. 8.1 Elektrische Wirkungsgrade solarthermischer Kraftwerke in rein solarem Betrieb und solarchemischer

Kraftwerke basierend auf dem Zn/ZnO-Kreislauf (rein solar und karbothermisch). 268 Tab. 8.2 Technisch nutzbares Potenzial (MWeinstallierte Leistung) solarthermischer Kraftwerke. Gemäss Szenario

bis 2020 und Projektion bis 2030 bzw. 2040 von (Greenpeace/ESTIA 2003); eigene Interpolation für die

Jahre 2025 und 2035. 269

Tab. 8.3 Technisch nutzbares Potenzial (MWe installierte Leistung) solarthermischer Kraftwerke. Vergleich der Prognosen von (Greenpeace/ESTIA 2003) und (IEA 2003) mit derjenigen von (Sargent & Lundy 2003). 271

(18)

Tab. 8.4 Investitions- und Stromgestehungskosten heutiger CSP Technologien: Durchschnittswerte ohne thermische Speicherung (IEA 2003) und mit thermischer Speicherung (Sargent & Lundy 2003). 273 Tab. 8.5 Geplante und vorhergesagte Kosten solarthermischer Kraftwerke: Durchschnittswerte ohne thermische

Speicherung (IEA 2003) und mit thermischer Speicherung (Sargent & Lundy 2003). 274 Tab. 8.6 Kostenentwicklung solarthermischer Kraftwerke im reinen Solarbetrieb (Parabolrinnen und Solartürme). 276 Tab. 8.7 Kostenentwicklung solarchemischer Kraftwerke für Szenarien 2 und 3, ausgehend von einem Basisbeispiel

(Steinfeld 2002). Ohne Strom- bzw. Wasserstoff-Transportkosten. 279

Tab. 8.8 Effizienz- und Kostenverhältnisse zwischen regenerativem Strom (Basis: 1) und regenerativem Wasserstoff

für fortschrittliche Technologien (Nitsch 2002). 280

Tab. 8.9 Charakteristika und Indikatoren für die Stromerzeugung in solarthermischen und solarchemischen Kraftwerken. 288 Tab. 9.1 Charakteristika geothermischer Stromproduktionsanlagen (USDOE/NREL 2001). 299

Tab. 9.2 Physikalisches Potenzial der geothermalen Wärme. 315

Tab. 9.3 Physikalisches Potenzial der geothermalen Stromproduktion. 316

Tab. 9.4 Prognostizierte Kapitalkosten. 320

Tab. 9.5 Prognostizierte Betriebs- und Wartungskosten. 320

Tab. 9.6 Aktuelle Kostenabschätzungen einer EGS-Anlage.* 321

Tab. 9.7 Erwartete Reduktionsfaktoren der Stromerzeugungskosten. 322

Tab. 10.1 Globale Übersicht über Anlagen zur Nutzung der Wellenkraft. 341

Tab. 10.2 Aktuelle Schätzungen zu Kosten der Stromerzeugung in Wellenkraftwerken. 355

Tab. 11.1 Überblick über den weltweiten Kraftwerkspark (IAEA 2004a). 367

Tab. 11.2 Überblick über die Systeme der Generation III/III+ (UIC 2004) 371

Tab. 11.3: Vergleich der Systeme der Generation III/III+ 374

Tab. 11.4 Ziele der Generation IV (GIF 2002a) * GIF entstand nach einer US-Initiative, der Generation IV Nuclear Systems Initiative. Die darin formulierten Ziele benutzten den Ausdruck „Nachhaltigkeit“ für

„Umweltschonung“. In Europa und der Schweiz wird Nachhaltigkeit als Oberbegriff verstanden, der Aspekte

der Umwelt, der Ökonomie und der Gesellschaft umfasst. 375

Tab. 11.5 Übersicht die Systeme der Generation IV (GIF 2002a). 376

Tab. 11.6: Uranproduktion und Uranreserven in tU und Anteil in % am Weltmarkt (OECD/NEA 2002a, UIC 2002) 387

(19)

Tab. 11.14 Die Szenarios (Annahme für alle Ersatzszenarios: Zusammenlegung Beznau/Mühleberg) 403

Tab. 11.15 Zusammenfassung der Szenarien 407

Tab. 11.16: Produktion der Kernenergie in der Schweiz 2002, Potenzial 2035 und 2050 für die verschiedenen Szenarien 408 Tab. 11.17 Überblick über die Erzeugungskosten heute/historisch (NEI 2004; UIC 2004) 412 Tab. 11.18 Vergleich von heutigen und zukünftigen Erzeugungskosten [1.55 CHF/EUR; 1.30 CHF/USD; 2.30

CHF/GBP] 412

Tab. 11.19 Verteuerung der Stromerzeugung bei Berücksichtigung der externen Kosten (Hirschberg & Jakob 1999) 413 Tab. 11.20 Kosten des EPR im Vergleich für Finnland (Erstinstallation; Tarjanne & Loustarinen 2002; Framatome

2003), Frankreich (Serie; Forschungsaufwand und Umweltabgaben sind Betrieb und Brennstoff zugeschlagen; DGEMP 2003) und die Schweiz (Investition und Betrieb wie Frankreich, Brennstoffkosten

wie Gösgen/Leibstadt; KKG 2002; KKL 2002) 414

Tab. 11.21 Überblick über die Erzeugungskosten GEN III (Bestellungen/Schätzungen) und GEN IV (Zielwerte) 415

Tab. 11.22 Abfallvolumen der Schweizer Kernkraftwerke (PSI 2004) 417

(20)

Kapitel und Autoren

1. Hintergrund Stefan Hirschberg

2. Zielsetzung und Rahmen der Arbeit Stefan Hirschberg

3. Ansatz und Rahmenbedingungen Stefan Hirschberg

4. Kleinwasserkraftwerke:

Christian Bauer und Peter Burgherr

5. Windenergie:

Peter Burgherr und Christian Bauer

6. Biomasse

Samuel Stucki, Frédéric Vogel, Serge Biollaz, Thorsten Schulz und Christian Bauer

7. Photovoltaik

Wilhelm Durisch und Christian Bauer

8. Solarthermische und – chemische Kraftwerke Anton Meier

9. Geothermie Warren Schenler

10. Wellenkraft

(21)

(22)

Danksagung

Den folgenden Personen soll hiermit ganz herzlich dafür gedankt werden, dass sie auf verschiedenste Art und Weise zur erfolgreichen Fertigstellung dieses Berichts beigetragen haben:

Dr. Michel Piot stand von Seiten des BFE jederzeit als Ansprechpartner zur Verfügung und gab konstruktive Anregungen.

BFE-Programmleiter und andere Mitarbeiter des BFE standen für Diskussionen zur Verfügung und gaben mit Ihren Kommentaren nützliche Hinweise, die zum Schlussbericht beitrugen.

Dr. Thomas Kohl (Geowatt AG, Zürich) hat das geothermische Kostenmodell überprüft und in fruchtbaren Diskussionen wertvolle Informationen beigetragen.

Prof. Dr. Alexander Wokaun (Paul Scherrer Institut, Villigen) trug mit seinem Engagement, seinen Kommentaren und seiner Hilfestellung zur Lösung diverser Sachfragen erheblich zur Fertigstellung des Berichts bei.

Prof. Dr. Aldo Steinfeld und Prof. Dr. Robert Palumbo (Paul Scherrer Institut, Villigen) waren aufmerksame Leser des Teils solarthermische und -chemische Stromerzeugung und jederzeit zu fruchtbaren Diskussionen bereit.

Dipl. Ing. Roberto Dones (Paul Scherrer Institut, Villigen) bot wertvolle Hilfestellung für den Teil Neue Nuklearanlagen.

(23)

(24)

Zusammenfassung

Auftrag und Rahmen der Arbeit

Das PSI untersuchte im Auftrag des Schweizer Bundesamtes für Energie (BFE) die Potenziale und Kosten der Stromerzeugung aus Neuen Erneuerbaren Energiequellen und neuen Nukleartechnologien in der Schweiz. Dies ist Teil der laufenden Aktualisierung der Energieperspektiven, welche die Periode bis 2035 sowie einen ungefähren Ausblick bis 2050 umfasst.

Neue erneuerbare Energieträger und die Kernenergie unterscheiden sich grundlegend hinsichtlich ihrer Charakteristika, dem Grad der Marktreife, wirtschaftlicher Wettbewerbsfähigkeit und öffentlicher Wahrnehmung. Es gibt jedoch zumindest ein gemeinsames Merkmal: beide stellen wichtige Beiträge zur Klimaschutzpolitik dar. Die vorliegende Arbeit untersucht, wie gross diese Beiträge im Zusammenhang mit der Schweizer Stromproduktion innerhalb der nächsten 30-40 Jahre sein könnten, welche Kosten bei den verschiedenen Varianten erwartet werden können und welche punktuellen Hindernisse überwunden werden müssen, bevor das Mögliche auch realisiert werden kann.

Der Rahmen der betrachteten Optionen zur Stromerzeugung wurde vom BFE definiert. Folgende erneuerbare Energiesysteme werden behandelt: Kleinwasserkraft, Windenergie, Photovoltaik, solarthermische und solarchemische Stromerzeugung, Geothermie und Wellenkraft. Bei der Windenergie werden sowohl die einheimische Produktion, als auch der Import von Windstrom berücksichtigt; solarthermische und solarchemische Stromerzeugung sowie Wellenkraft beziehen sich ausschliesslich auf Potenziale für den Import. Der Schwerpunkt der Arbeit liegt jedoch im Bereich der einheimischen Stromerzeugung.

Grosses Augenmerk wurde auch auf die jeweiligen Technologien und deren Fortschritte innerhalb des Untersuchungszeitraums dieser Studie gelegt.

Diese Arbeit beinhaltet keine Modellierungen, die zur Entwicklung von ökonomischen Potenzialen unter bestimmten Rahmenbedingungen und unter expliziter Berücksichtigung von Massnahmen, welche die Marktdurchdringung der Varianten von Interesse erleichtern könnten, führen würden. Die erreichten Resultate könnten jedoch für solche Entwicklungen und Anwendungen genutzt werden.

Vorgehen

Im Laufe dieses Projekt wurden die folgenden Arbeiten durchgeführt:

1. Selektion der in Frage kommenden Technologien.

Die jeweiligen Technologien wurden auf Basis von verfügbarem Wissen und Literatur ausgewählt.

Aus praktischen Überlegungen wurde die Auswahl im Rahmen von Potenzialen und Kosten auf jene Technologien beschränkt, welche als repräsentativ betrachtet wurden.

2. Literaturstudien zu Potenzialen und Kosten; Herstellung von Kontakten zu Personen und

(25)

4. Analyse von technologiespezifischen Eigenschaften, welche fördernden oder hindernden Charakter aufweisen, und die in Zukunft realisierbaren Potenziale beeinflussen.

Dies kann ökologische Fragestellungen betreffen, aber auch Aspekte, welche die soziale Akzeptanz beeinflussen. Der Einfluss einer möglichen zukünftigen Internalisierung von externen Kosten auf die ökonomische Wettbewerbsfähigkeit einzelner Energieträger wurde untersucht.

5. Integration

Die Ergebnisse der einzelnen Aufgabengebiete werden integriert und im Schlussbericht zusammengefasst. Ein entscheidender Aspekt ist die Sicherstellung einer vernünftigen Konsistenz und Ausgewogenheit zwischen den Evaluationen der einzelnen Optionen, und zwar unter Berücksichtigung der Unterschiede im Kenntnisstand und den Unsicherheiten, welche mit der Beurteilung verbunden sind.

Neue Erneuerbare Energien Aktuelle Situation in der Schweiz

Die gesamte Schweizer Stromproduktion betrug im Jahr 2003 65'266 GWh, wobei 57.3% aus erneuerbaren Quellen stammten. Basierend auf der Schweizer Statistik für erneuerbare Energien stammen 97.4% der erneuerbaren Stromproduktion aus Wasserkraftwerken, während die Neuen erneuerbaren Quellen etwa 1.4% beitrugen. Für Kleinwasserkraftwerke existiert keine eigene Statistik, diese sind im Beitrag der Wasserkraft enthalten. Fig. 1 zeigt eine detaillierte Aufschlüsselung der Schweizer Stromproduktion.

Gesamt 65‘266 GWh

Gesamt954 GWh

Konventionell- thermische Kraftwerke

3.0%

Neue Erneuerbare

1.4%

Kernenergie 39.7%

Wasserkraft 55.9%

Erneuerbare Anteile aus

Abfall 82.8%

Biogase aus Abwasser-

reinigung

12.2% Biomasse (Holz,

Biogas Landw.) 3.4%

Sonne 1.7%

Wind 0.5%

Gesamt 65‘266 GWh

Gesamt954 GWh

Konventionell- thermische Kraftwerke

3.0%

Neue Erneuerbare

1.4%

Kernenergie 39.7%

Wasserkraft 55.9%

Erneuerbare Anteile aus

Abfall 82.8%

Biogase aus Abwasser-

reinigung

12.2% Biomasse (Holz,

Biogas Landw.) 3.4%

Sonne 1.7%

Wind 0.5%

Fig. 1 Stromproduktion in der Schweiz im Jahr 2003.

Die aktuelle Politik zielt darauf ab, bis ins Jahr 2030 einen Anteil von 10% an der gesamten Schweizer Stromversorgung aus Neuen Erneuerbaren bereitzustellen. Das wird so verstanden, dass sich dieses Ziel auf den heutigen Stromverbrauch bezieht und damit rund 5'500 GWh/a entspricht.

(26)

Potenziale der Erneuerbaren - Allgemeines

Die erneuerbaren Ressourcen sind im Vergleich zum Energieverbrauch sehr gross. Dies gilt sowohl aus theoretischer wie auch aus technischer Sicht, wobei das Ausmass der zukünftigen Nutzung hauptsächlich von der ökonomischen Performance der Technologien zur Nutzung dieser Ressourcen abhängen wird. Die maximal verfügbaren Ressourcen, d.h. die auf lange Sicht nutzbaren Energie- ressourcen werden als theoretisches Potenzialbezeichnet. Die erneuerbaren Ressourcen gewinnen für die Energieversorgung an Bedeutung, sobald Nachfrage besteht und geeignete Technologie für deren Umwandlung und Nutzung entwickelt ist. Die Abschätzung des technischen Potenzials berücksichtigt daher technologische und verfahrenstechnische Kriterien.

Kleinwasserkraftwerke

Die Stromerzeugung in Kleinwasserkraftwerken stellt in der Schweiz eine ökonomisch und vor allem ökologisch interessante Option dar. Im Hinblick auf eine breit gestreute Elektrizitätsversorgung sowie auf eine Forcierung der erneuerbaren Energieträger sollte das noch offen stehende Potenzial so weit wie möglich genutzt werden. Die heutige Stromerzeugung von etwa 3400 GWh/a sollte in Kraftwerken <10 MW in natürlichen Gewässern etwa auf 5600 GWh/a erhöht werden können, wobei die Stromgestehungskosten grossteils bei etwa 10-25 Rp./kWh liegen dürften. Das maximal verfügbare Ausbaupotenzial bei Trink- und Abwasserkraftwerken ist weit geringer und wird mit ca. 120 GWh/a (5-23 Rp./kWh) bzw. knapp 50 GWh/a (9-85 Rp./kWh) abgeschätzt. Die meist über den derzeitigen Marktpreisen liegenden Kosten dürften bei einer entsprechenden Vermarktung als

„Ökostrom“ kein Hindernis darstellen. Falls entsprechende ökologische Begleitmassnahmen zum Erhalt der Ökosysteme bei Renovierung und Neubau der Anlagen konsequent umgesetzt werden, so sprechen die im Vergleich zu anderen Energieträgern vorteilhaften ökologischen Eigenschaften deutlich für die Realisierung des Potenzials. Generell soll an dieser Stelle darauf hingewiesen werden, dass sowohl die Stromkosten als auch die Einflüsse auf lokale Ökosysteme sehr stark von den jeweiligen Kraftwerksstandorten abhängen und jeweils im Einzelfall abgeschätzt werden sollten.

Die vorliegenden Daten zum Potenzial und zu den heutigen Kosten sollten relativ verlässlich sein, da ausgereifte Technologie zum Einsatz kommt und in der Schweiz langjährige Erfahrung mit Kleinwasserkraft vorhanden ist. Das heisst allerdings auch, dass die Möglichkeiten zur Senkung der Anlagenkosten im Allgemeinen relativ gering sind. Geringere Stromkosten sind vor allem durch eine Reduktion der Betriebskosten mittels Automatisierung möglich.

Tab. 1 gibt einen zusammenfassenden Überblick über die Indikatoren zur Stromerzeugung in Kleinwasserkraftwerken^a.

(27)

Tab. 1 Charakteristika und Indikatoren für die Stromerzeugung in Kleinwasserkraftwerken.

Physikalische und technische Potenziale Umwandlung von in einer Wasserströmung enthaltenen Energie in elektrischen Strom

Physikalisches Potenzial Keine Angabe Technisch realistisch erschliessbares

Potenzial [GWh/a]

2004 2020 2035 2050

Natürliche Gewässer

<10 MW 3’422 4’700 5’600^a

6’800^b 4’200^c

5’600^d

<1 MW 781 860 920 960^e

<300 kW 300 380 420 450^e

Trinkwasserkraftwerke 65 120 155^e 175

Abwasserkraftwerke 5 15 25^e 50

Dargebot stark ortsabhängig

Stand der Technik aktuelle Technik ist weit gehend ausgereift

Umweltauswirkungen vgl. Kap. 4.5

stark ortsabhängig

Technik Wasserturbinierung zur Stromerzeugung

Produktionsmethode Industrielle Erzeugung

Wirkungsgrad 2005 2020 2035 2050

relativ konstant, da ausgereifte Technologie 0.70-0.85 0.72-0.87 0.74-0.89 0.75-0.90

Marktreife marktreif, Grossserie

Lebensdauer 30 Jahre (Trinkwasser-, Abwasserkraftwerk) 80 Jahre (Fluss- und Speicherkraftwerk)

2020 2035 2050

Stromkosten [Rp./kWh]

(siehe auch Tab. 4.6, Fig. 4.11 und Fig.

4.14)

2005

Diese Werte stellen grobe Abschätzungen dar und sollen als Anhaltspunkte dienen. Für Einzelanlagen sind die Kosten stark standortspezifisch.

Trinkwasserkraftwerke 5-23 4.5-21 4.2-19 4-18

Abwasserkraftwerke 9-85^f 8-77 7-70 6.5-65

Hoch- und Niederdruckkraftwerke < 10 MW 40 kW - 2.2 MW <300 kW

5-24^g 10-30^h

> 16

4.5-21 8-26

> 14

4.2-20 7-24

>13

4-19 6-23

>12

Picokraftwerke <40kW 15-45 13-37 12-33 11-30

Pico-Alpkraftwerk 40-100 35-85 32-78 30-75

Periphere Investitionen Keine weiteren

Lernkurven vgl. Kap. 4.4.2, insbesondere Fig. 4.14

Planungsdauer Standortsspezifisch; 2-4 Monate Lizenzierung, 1-8 Monate Planung, 1- 2 Monate Bewilligungen

Typische Betriebskosten Standortsspezifisch; zwischen 1 und 10% der Investitionskosten;

Anteil an den Stromgestehungskosten rund 10%-40%

a (Elektrowatt 1987), bei Gestehungskosten von etwa 14-22 Rp./kWh.

b (Lorenzoni et al. 2001), ohne ökonomischen und ökologischen Einschränkungen realistisch erschliessbar.

c Schätzung nach (Lorenzoni et al. 2001), unter ökonomischen und ökologischen Einschränkungen realistisch erschliessbar.

d Dieser Wert wird hier als praktisch realisierbares Potenzial angenommen. Der Zeitrahmen der Verwirklichung hängt stark von den Rahmenbedingungen ab.

e Nach Angabe von Hr. Buser, BFE-Programmleiter Kleinwasserkraft, entspricht dieser Zubau wirtschaftlich und ökologisch interessanten Teil des Ausbaupotenzials (14.6.2004). Je nach Rahmenbedingungen kann dieses Potenzial auch deutlich früher oder später realisiert werden.

f ca. 50% des Potenzials weisen Gestehungskosten von <20 Rp./kWh auf (Chenal et al. 1995) (siehe Kap.4.4.1).

g bestehende Anlagen; keine Unterteilung in Leistungskategorien.

h Durchschnittswerte für Neubau und Renovierung bestehender Anlagen.

(28)

Windenergie

Gegenwärtig beträgt der Anteil der Windkraftanlagen an der gesamten Stromerzeugung von gut 950 GWh/a aus erneuerbaren Energien (ohne Kleinwasserkraft) nur ungefähr 0.5%. Verschiedene Studien haben gezeigt, dass in der Schweiz bis 2050 ein realistisches technisches Windkraftpotenzial in der Grössenordnung von etwa 1150 GWh/a aus Windparks vorhanden ist. Dieses verteilt sich auf 96 Standorte, wobei die meisten im Jurabogen sowie in den Voralpen und Alpen identifiziert wurden.

Aus Einzelanlagen, welche ebenfalls die Kriterien des Konzepts Windenergie Schweiz erfüllen, könnten zusätzliche 2850 GWh/a Windstrom produziert werden. Um die Zielsetzungen von Energie Schweiz von 50-100 GWh/a für 2010 und 200 GWh/a für 2020 zu erreichen, genügt bereits ein teilweiser Ausbau des Potenzials von 316 GWh/a an den 16 kantonalen/kommunalen und 12

„prioritären Standorten. Bis 2035 erscheint eine Zunahme auf rund 600 GWh/a möglich, und bei einem Vollausbau aller Windparkstandorte bis ins Jahr 2050 könnte das Gesamtpotenzial von 1150 GWh/a ausgeschöpft werden.

Was die Gestehungskosten anbelangt, so kann derzeit nur in der Anlage Mont Crosin Ost mit 12 Rp/kWh zu einigermassen konkurrenzfähigen Preisen Windstrom produziert werden, während die anderen Anlagen zum Teil deutlich über dem Einspeisetarif von 15 Rp/kWh liegen. Obwohl die Windenerige technologisch etabliert ist, besteht ein Potenzial für Verbesserungen sowie Kostenreduktionen, vor allem da in der Schweiz bisher mit Ausnahme des Mont Crosin keine grösseren Anlagen gebaut wurden. Für 2020 können durchschnittliche Gestehungskosten im Bereich von 12.9-14.3 Rp/kWh erwartet werden, für 2035 zwischen 12.0-13.8 Rp/kWh, während für 2050 nur noch eine geringfügige Reduktion auf etwa 11.6-13.8 Rp./kWh zu erwarten ist.

Im Allgemeinen sind jedoch weder ein Mangel an geeigneten Standorten noch die Kosten ein limitierender Faktor betreffend der zukünftigen Entwicklung der Windkraft in der Schweiz. Als ein viel grösseres Hindernis für den weiteren Ausbau haben sich die regelmässig wiederkehrenden Einsprachen von Windkraftgegnern aus Gründen des Landschaftsschutzes und des Naturschutzes erwiesen. Insgesamt sind in der Schweiz zur Zeit Projeke im Umfang von rund 20 MW blockiert.

Generell können die Umweltauswirkungen bei sorgfältiger Planung jedoch als gering eingestuft werden.

Was die zukünftige Verfügbarkeit von Windstromimporten betrifft, so können zwar Szenarien zur Abschätzung dieses Potenzials entwickelt werden, ob und in welchem Umfang ein Import ab dem Jahr 2020 aber eine mögliche Option darstellt, hängt weit gehend von den politischen Rahmenbedingungen ab. Ein weiterer kritischer Faktor ist, dass heutige Abschätzungen darauf hindeuten, dass die Preise für den Windstromimport nicht viel tiefer sein dürften als jene für die Produktion in der Schweiz.

Tab. 2 gibt einen zusammenfassenden Überblick über die Indikatoren zur Stromerzeugung in Windkraftwerken.

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Tab. 2 Charakteristika und Indikatoren für die Stromerzeugung in Windkraftanlagen.

Physikalische und technische Potenziale Umwandlung von Luftströmung (Wind) in elektrischen Strom;

Typischerweise beginnt die Stromproduktion ab einer Windgeschwindigkeit von ca. 3.5-4 m/s

Physikalisches Potenzial 9.2*10⁹ GWh/a¹ (BFE/BUWAL/ARE 2004b)

Integriertes Potenzial in der Schweiz Nennleistung 5.35 MW; Stromproduktion 5.4 GWh/a (Ende 2003) Technisch realistisch erschliessbares

Potenzial in der Schweiz

Szenario (BFE/BUWAL/ARE 2004a; BFE/BUWAL/ARE 2004b):

1150 GWh/a aus Windparks (728 WKA an 96 Standorten) 2850 GWh/a aus Einzelanlagen

(Referenz-WKA mit Nennleistung 1250 kW) Szenario (Horbaty 2004):

1470 GWh/a (Referenz-WKA mit Nennleistung 1750 kW) bis 1680 GWh/a (Referenz-WKA mit Nennleistung 2000 kW)

Für detailliertere Angaben vgl. Kap. 5.3.2

Dargebot Stark standortspezifsch; variiert zwischen ca.750 und 2000 Volllaststunden/a; gute Windbedingungen im Jurabogen und oberhalb von 800 m Seehöhe

Stand der Technik Horizontalachsige Windturbinen mit 2 oder 3 Rotorblättern mit einer heute kommerziell angebotenen Nennleistung von 600 kW bis 3 MW (Onshore) bzw. bis zu 5 MW (Offshore);

Rotordurchmesser Onshore: 40 m – 95 m Turmhöhe Onshore: 40 m – 120 m Rotordurchmesser Offshore: 80 m – 125 m Turmhöhe Offshore: 60 – 100 m

Umweltauswirkungen vgl. Kap. 5.5

stark ortsabhängig

Technik Horizontalachsige Windkraftanlage

Produktionsmethode Industrielle Erzeugung

Wirkungsgrad (zeiliche Entwicklung) 20%-35% (annähernd konstant, ausgereifte Technologie)

Marktreife Marktreif

Lebensdauer 20 Jahre (Teile 40 Jahre)

Kosten (zeitliche Entwicklung) Derzeit CH: 12-20 Rp./kWh (Mt. Crosin 600-850 kW) 50-60 Rp./kWh (Grenchenberg 150 kW) bis max. 90 Rp./kWh (Kleinanlage) Zukunft CH²(2020): 12.9-14.3 Rp/kWh

(2035): 12.0-13.8 Rp/kWh (2050): 11.6-13.8 Rp/kWh

Derzeit DE: Onshore: 7.8-20.2 Rp/kWh Zukunft DE (2020): Onshore: 4.7-12.4 Rp/kWh Derzeit Europa: Onshore:

6.2-7.8 Rp/kWh (sehr gute Standorte) 9.3-12.4 Rp/kWh (durchschnittl. Standorte) Offshore: 7.8-18.6 Rp/kWh

Zukunft Europa : Onshore:

(2020): 3.8-10.4 Rp/kWh (2035): 3.5-9.0 Rp/kWh

Offshore:

(2020): 6.1-14.6 Rp/kWh

Importkosten (2020): Gesamt 7.7-14.9 Rp./kWh

Neue erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen: Potenziale und Kosten

Stefan Hirschberg, Christian Bauer, Peter Burgherr, Serge Biollaz, Wilhelm Durisch, Konstantin Foskolos, Peter Hardegger, Anton Meier, Warren Schenler, Thorsten Schulz, Samuel Stucki und Frédéric Vogel

Neue erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen: Potenziale und Kosten

Ganzheitliche Betrachtung von Energiesystemen (GaBE)

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Inhaltsverzeichnis

Figurenverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Kapitel und Autoren

Danksagung

Zusammenfassung

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