Die ZHAW (School of Management and Law) hat gemeinsam mit Consentec und der Hochschule Luzern im Auftrag des Bundesamts für Energie (BFE) eine Studie zum zukünftigen Bedarf an Energiespeichern in der Schweiz für die Jahre 2035 und 2050 erarbeitet. Dabei wird insbesondere untersucht, wie die Strom- und Wärmeversorgung sichergestellt werden kann. Der Energie Club Schweiz kommentiert diese Studie kritisch.
Eng gesetzte Rahmenbedingungen der Studie
Die Untersuchung basiert auf einem techno-ökonomischen Modell, das verschiedene Szenarien für eine kosteneffiziente und robuste Energieinfrastruktur prüft. Wichtig zu verstehen ist jedoch, dass sich dieses Modell in einem sehr eng gesteckten Rahmen bewegt. Es entsteht so ein „Monolog scheinbarer Gewissheit“, der den Wettbewerb der besten Ideen bereits im Keim erstickt.
Die Ziele der Energiestrategie 2050 sowie das Szenario «ZERO Basis» der Energieperspektiven 2050+ werden als unveränderliche Fakten vorausgesetzt. Auch die Ausbauziele für Photovoltaik, der bestehende Kraftwerkspark sowie Preise für Brennstoffe und CO2 – Zertifikate wurden eins zu eins aus bestehenden Studien übernommen. Variable Grössen im Modell sind lediglich der zusätzliche Zubau von Speichern, die Einsatzplanung der Sektorkopplung sowie der daraus resultierende Netzausbaubedarf.
Problematische Punkte dieser Studie
Das ungelöste Problem der saisonalen Speicherung
In den aktuellen Debatten zur europäischen Energiepolitik kristallisiert sich ein zentrales Hindernis heraus: die saisonale Speicherung. Ganz Europa steht vor der Herausforderung, massive Stromüberschüsse im Sommer sinnvoll zu nutzen, um den Mangel an Wind- und Sonnenstrom im Winter auszugleichen. Bisher zeichnen sich hierfür keine marktfähigen Lösungen ab – und es sind auch keine in Sicht. Gemäss Schätzungen einer anderen Studie (Öko-Institut) kann im Jahr 2045 in bis zu 40 % der Stunden eines Jahres am Strommarkt ein negativer Preis resultieren. Der Strom muss also oft entsorgt werden. Der negative Preis ist die Entsorgungsgebühr.
Im Winter muss Strom importiert werden.
Wir verlassen uns immer stärker auf Stromimporte. Dieses Vorgehen ist einerseits unsolidarisch, was bereits zu scharfen diplomatischen Reaktionen aus Skandinavien gegenüber Deutschland geführt hat. Ökologisch ist dieser Pfad aufgrund der oft hohen CO2 – Intensität des importierten Stroms kontraproduktiv. Zudem belastet er die Volkswirtschaft massiv, da der Zukauf zwangsläufig dann erfolgt, wenn das Angebot knapp und die Preise am höchsten sind. Am Ende bleibt die Unsicherheit: In einer echten Mangellage wird kaum ein Nachbarland bereit oder in der Lage sein, den eigenen Strom zu exportieren.
Viele hoffnungsvolle Ideen haben sich in der Praxis zur Lösung der grösser werdenden Winterstromlücke bereits zerschlagen. Zu denken ist hierbei an Projekte wie Desertec (Solarstrom aus der Wüste), Energy Vault (Speichersysteme mit Betonblöcken), Skysails (Flug-windenergie mittels Drachen) und viele weitere «disruptive» Technologien. Auch die im Schweizer Fernsehen präsentierten Ansätze wie die Speicherung in Eisenerzfässern, «Wunderakkus» aus Graubünden oder Sandbatterien haben den grossen Durchbruch noch vor sich.
Forschung in diesen Bereichen ist absolut sinnvoll und begrüssenswert. Kritik ist angebracht, wenn blosse Experimente und vage Ansätze bereits als marktreife Lösungen angepriesen werden. Würde man diese Logik konsequent anwenden, könnten wir behaupten, unsere Energieprobleme seien bereits heute mit der Kernfusion gelöst.
Fokus auf Netzstabilität und Kurzzeitspeicherung
Wie die meisten Studien zum Thema Speicher konzentriert sich auch diese Untersuchung vorwiegend auf die lösbaren Probleme der mittel- und kurzfristigen Stabilität des Stromnetzes. Tatsächlich ist ein Stromnetz mit einem wachsenden Anteil an asynchronen Erzeugern – namentlich Photovoltaik und Windenergie – deutlich grösseren Schwankungen bei Spannung und Frequenz unterworfen als eines mit grossen rotierenden Massen (Wasser- und Kernkraftwerke). Der auch in der Studie verwendete Begriff «Flexibilitäten» vermischt saisonale und kurzfristige Speicherung.
Die resultierenden technischen Herausforderungen müssen angesichts des europaweit durchgeführten und geplanten, massiven Ausbaus stochastischer erneuerbarer Energien (Flatterstrom) zwingend gelöst werden. Dass dies technisch machbar ist, steht ausser Frage. Medial und politisch wird die Netzstabilität wenig thematisiert. Man gewinnt den Eindruck, dass kritische Themen wie die damit verbundenen Kosten, die ambitionierten Zeitpläne sowie die ökologischen Auswirkungen solcher Massnahmen bewusst ausgeklammert werden, um unangenehme Fragen zu vermeiden. Der Abschlussbericht der ENTSO-E zum grossflächigen Stromunterbruch auf der Iberischen Halbinsel steht zwar noch aus, es wurden jedoch bereits zahlreiche dringende Massnahmen zur Netzstabilität formuliert. – Diese Anstrengungen zur Netzstabilisierung müssen mit dem Ausbau von erneuerbaren Energien einhergehen, sonst wird es gefährlich
Grössenordnungen
Gesamthaft definiert die Studie 500 GWh als notwendigen Speicherbedarf. Allein im Februar 2026 importierte die Schweiz 6’400 GWh. Für die saisonale Absicherung verlässt sich die Studie fast vollständig auf die bestehende Wasserkraft, Stromimporte und im Krisenfall auf die Heizöllager.
Kostenbasis
In der Studie werden sogenannte LCOE (Levelized Cost of Energy) zum Vergleich von Erzeugungs- und Speicherkapazitäten verwendet. Dabei werden die Systemkosten, welche den notwendigen Netzausbau sowie Backup- und Regelenergiespeicher zur Stabilisierung volatiler erneuerbarer Quellen umfassen, ausser Acht gelassen. Ebenfalls unberücksichtigt bleiben externe Kosten, die gesellschaftliche Folgeschäden durch Emissionen, Gesundheitsrisiken und potenzielle Grossereignisse abdecken. Sogenannte Levelized Cost of Load Coverage (LCOLC) sind zwar schwerer zu ermitteln, doch sie kommen der Realität sicher näher, da sie diese Zusatzkosten nicht einfach mit null einsetzen. – Der Unterschied zwischen den beiden Kostenbetrachtungen ist bei Flatterstrom sehr gross.
Erdöl-Pflichtlager
Im Bereich der Wasserstoffspeicherung und der Wasserstoffnutzung macht sich grosse Ernüchterung breit. Statt auf solche innovativen Ideen zu setzen, die oft aus Preisgründen verworfen werden, wird in der Studie auf Heizöl und entsprechende Pflichtlager vertraut. Auch die Stromproduktion soll im Notfall durch sogenannte Zweistoff-Kraftwerke sichergestellt werden, die bei Bedarf auch mit Erdöl betrieben werden können. – Wasserstoffspeicher scheiden aus ökonomischen Gründen genauso aus, wie Heim-Batteriespeicher.
Das Flächen-Dilemma
Ein massives Hindernis für die praktische Umsetzung der Ideen der Studie bleibt die Frage der räumlichen Realisierbarkeit. Die Studie beziffert den Bedarf für die ökonomisch optimalen Erdbecken-Wärmespeicher auf rund 70 Hektar – eine Fläche, die etwa 98 Fussballfeldern entspricht. Obwohl das Modell diese Technologie als zentralen Pfeiler der Sektorkopplung ausweist, räumen die Autoren explizit ein, dass die konkrete Flächenverfügbarkeit im Rahmen der Studie nicht untersucht wurde. In einem dicht besiedelten Land wie der Schweiz, in dem Landnutzungskonflikte und langwierige Bewilligungsverfahren an der Tagesordnung sind, bleibt die Empfehlung einer Technologie, deren reale Machbarkeit völlig ungeklärt ist, eine rein theoretische Übung ohne praktischen Realitäts-Check.
Versorgungssicherheit
Die Studie setzt auf massive Stromimporte und zeigt sich bereits zufrieden, wenn in gewissen Szenarien die von der ElCom ermittelten Importobergrenzen nicht überschritten werden. Dabei wird jedoch verkannt, dass es sich hierbei um eine absolute Höchstgrenze handelt! Zudem ist es höchst problematisch, dass diese Importobergrenze gemäss Studie lediglich in 10 % der Fälle eingehalten werden muss.
Hier geht es zur Studie: Link.
