Die Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und die Stromkosten sind für die Schweizer Industrie zu einem wichtigen Thema geworden. Bei der derzeitigen Entwicklung hin zu einem sauberen Energiesystem könnte es im Winter häufiger zu Situationen kommen, in denen die Verfügbarkeit von Strom eingeschränkt ist und die Preise in die Höhe schnellen. Da die Schweiz eine strategische Reserve zur Bewältigung von Stromknappheitssituationen einrichtet, argumentieren wir in diesem Blogbeitrag, dass nachfrageseitige Maßnahmen - insbesondere Lastreduzierungen durch die Industrie - Teil einer solchen Reserve sein sollten, auch wenn der Beitrag gering sein mag. Wir präsentieren unsere Ergebnisse aus quantitativen Bewertungen und Erkenntnisse aus Experteninterviews.
Die aktuelle Energiekrise gefährdet die Schweizer Industrie
Seit dem Beginn der Energiekrise Mitte 2021 bedrohen die steigenden Preise für Strom und fossile Brennstoffe energieintensive Industrien und beschleunigter Strukturwandel in der Wirtschaft. Ein Beispiel dafür ist der Plan von BASF, das größte Chemieunternehmen der Welt, will seinen Standort in Europa dauerhaft verkleinern, da die hohen Energiekosten Europa zunehmend wettbewerbsunfähig machen würden. Stahl Gerlafingen hat vor kurzem Folgendes vorgelegt ähnliche Forderungen in der Schweiz. Eine Rationierung von Strom oder eine tatsächliche Knappheitssituation im Winter 2022/23 würde den Sektor noch stärker belasten. In der Regel hat die Schweiz im Winter einen Mangel an inländischer Stromerzeugung und ist in den kalten Monaten auf Importe angewiesen. Zum Beispiel in den letzten 10 Jahren, Die Schweiz hat im Durchschnitt etwa 4,5 TWh pro Winter importiert (~15% des inländischen Strombedarfs im gleichen Zeitraum), mit einem Spitzenwert von 9,7 TWh im Winter 2016/2017. Dieser Bedarf an Einfuhren ist die mittelfristig zunehmen sollenGleichzeitig könnten die Exportkapazitäten der Nachbarländer aufgrund des Ausstiegs aus der Nutzung fossiler und nuklearer Energieträger abnehmen.
Um eine Stromknappheit im kommenden Winter zu vermeiden, hat die Schweizer Regierung eine strategische Reserve für die Stromerzeugung eingerichtet. Zwei Maßnahmen der strategischen Reserve sind bereits in Kraft getreten: Erstens, eine Wasserkraftreserve von 400 GWh soll von Anfang Dezember 2022 bis Mitte Mai 2023, wenn die Speicherstände aufgrund der natürlichen Wasserzuflüsse wieder ansteigen, von mehreren Betreibern von Wasserspeichern vorgehalten werden. Zweitens, Notstromaggregate, die auch mit Öl und Wasserstoff betrieben werden könnenmit einer installierten Gesamtleistung von 250 MW gekauft. Beide Maßnahmen werden aktiviert, sobald die Nachfrage nicht mehr durch die inländische Erzeugung und Importe gedeckt wird. Sie bleiben jedoch höchst umstritten, da sie mit immensen Kosten verbunden sind. Allein die Wasserkraftreserve wird in den nächsten vier Jahren voraussichtlich 2,2 Milliarden CHF kosten.
Im Allgemeinen können Knappheitssituationen durch nachfrage- und angebotsseitige Maßnahmen angegangen werden. In Anbetracht der immensen Kosten der angebotsseitigen Maßnahmen und zur weiteren Diversifizierung des Maßnahmenpakets sollte die Nutzung der Nachfrageseite in der strategischen Reserve nicht vernachlässigt werden. Eine wirksame Maßnahme wäre die Einbeziehung von Lastreduzierungen in die Auktion für die strategische Reserve, die diskutiert worden aber nicht in der Verordnung über eine strategische Reserve für diesen Winter. Der Grundgedanke ist, dass Großkunden (oder viele kleine, aber zusammengeschlossene Kunden) Nachfragereduzierungen mit einem bestimmten Preisniveau anbieten können. Die Auktion würde dann die kostengünstigste Maßnahme zur Bildung einer Reserve ermitteln. Solche versteigerten Lastreduzierungen könnten im Rahmen der überarbeiteten Elektrizitätsversorgungsgesetz und kann somit in Zukunft zur strategischen Winterreserve beitragen. Können also Nachfragereduzierungen in der Industrie tatsächlich zu einer Entschärfung von Stromknappheitssituationen führen?
Wenn sie kostengünstig und in großen Mengen zur Verfügung stehen, kann eine Verringerung der industriellen Nachfrage Situationen mit Stromengpässen abmildern.
Um diese Frage zu beantworten, haben wir die Plattform zur Modellierung von Energiesystemen Nexus-e und einen neuartigen Datensatz, der die Stromnachfrage von rund 3'000 Schweizer Unternehmen und deren Standort enthält, was uns erlaubt zu verstehen, wo und wann eine Reduzierung der Industrienachfrage möglich ist. Ausgehend von einem Referenzszenario, in dem das Angebot und die Importe der Nachfrage entsprechen, haben wir zwei Defizitszenarien erstellt, indem wir die Importe künstlich reduziert haben, mit der Folge, dass Nachfrage ist teilweise nicht bedient (DNS-Szenario). Mit anderen Worten: Wir haben in unserem Modell angenommen, dass die typischerweise hohen Schweizer Stromimporte teilweise nicht bedient werden, was zu nationalen Versorgungsdefiziten führt. Abbildung 1a zeigt die jährliche Stromerzeugung für zwei verschiedene Defizitszenarien, eines mit einem Defizit von 0,6 TWh und eines mit einem Defizit von 1,7 TWh. Anhand der beiden Defizitszenarien können wir die Auswirkungen der Defizitgröße auf die gewählte Maßnahme zur Behebung des Defizits beurteilen (siehe nächster Absatz). Abbildung 1b zeigt die stündliche Stromerzeugung an einem typischen Wintertag für das Szenario Defizit Groß.
Anschließend lassen wir das Modell die kostenoptimale Lösung für das Elektrizitätssystem finden, um das Defizit mit zwei Maßnahmen zu beheben: entweder (i) Versteigerung von Lastreduzierungen der Industrie oder (ii) Hinzufügen von Gaseinheiten zum Strommix. Die Versteigerung von Lastreduzierungen ist mit Kosten für das System verbunden, da die Unternehmen für das Angebot und die tatsächliche Reduzierung ihrer Last entschädigt werden müssten. Aus der Systemperspektive ist ein solcher Ausgleich mit Kosten verbunden und wird nur dann eingesetzt, wenn keine andere, billigere Maßnahme zur Verfügung steht. Gasanlagen verursachen Investitions- und Betriebskosten (Brennstoff, CO2-Zertifikate).
Abbildung 1c zeigt die reduzierte Last bei unterschiedlichen Kosten für die Lastreduktion in der Industrie und einem festen Anteil der Last in der Industrie, der um 25 Prozent (~ 4 TWh) reduziert werden kann. Wie erwartet, zeigen die Ergebnisse, dass die Lastreduktion wettbewerbsfähig wird, wenn ihre Kosten im Bereich der bestehenden Reserve auf der Basis von Wasserkraft und Gasanlagen liegen (500-2500 CHF/MWh). Wenn sie zu niedrigen Kosten für das System (500 CHF/MWh) und in großen Mengen (25 Prozent der Gesamtlast der Industrie) verfügbar ist, deckt die Flexibilität der Industrie fast 100 Prozent des Defizits in der Modellumgebung. Wir haben dann die Kosten für die Lastreduktion auf 500 CHF/MWh festgelegt und den Anteil der Last, den die Unternehmen tatsächlich reduzieren können, variiert. Abbildung 1d zeigt diese Ergebnisse. Es zeigt sich, dass sobald wir den Anteil der flexiblen Industrielast auf ein realistischeres Niveau (5-10 Prozent) senken, die Auslastung der Lastreduktion - trotz geringer Kosten - abnimmt und nur noch 25-40 Prozent der Defizite abdeckt.
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Ergebnisse intuitiv erscheinen: Je teurer die Flexibilität der Unternehmen für das System wird, desto weniger wird das Modell sie ausnutzen. Je höher der Anteil der flexiblen Nachfrage in der Industrie ist, desto höher ist auch das Potenzial zur Nachfragereduzierung.
Abbildung 1: Überblick über die Nexus-e-Ergebnisse a. Die nicht bediente Nachfrage (DNS) im Szenario Defizit klein beträgt 0,6 TWh, im Szenario Defizit groß 1,7 TWh. b. Stündliche Stromerzeugung für einen exemplarischen Tag im Winter im Szenario "Defizit groß c. Lastreduzierungen bei unterschiedlichen Kosten für das System bei 25% flexibler Last. d. Lastreduktionen für verschiedene Stufen flexibler Last bei Kosten von 500 CHF / MWh für das System.
Der tatsächliche Anteil der flexiblen Lasten in der Industrie könnte sehr gering sein
Die Ergebnisse der ergänzenden Expertenbefragungen und andere Quellen deuten jedoch darauf hin, dass der tatsächliche Anteil der "flexiblen" Last in der Industrie wesentlich kleiner sein könnte als in unseren Szenarien angenommen. Viele Fertigungsprozesse müssen mit maximaler Kapazität (oder überhaupt nicht) laufen, um die Produktqualität zu gewährleisten und Schäden an den Produktionsanlagen zu vermeiden. Die Verlangsamung von Prozessen oder die Unterbrechung der Produktion für einen bestimmten Zeitraum ist eine betriebliche Herausforderung. Außerdem sind die Opportunitätskosten für eine Produktionsunterbrechung in der Regel sehr hoch - und in den meisten Fällen höher als eine mögliche Entschädigung (in unserem Modell als Kosten für das System bezeichnet). Die entgangenen Umsätze und Einnahmen sowie die beeinträchtigten Kundenbeziehungen wiegen die Einsparungen auf der Energierechnung oft auf. Im Allgemeinen bestimmen Kunden- und Marktanforderungen, globale Wertschöpfungsketten oder technische Merkmale von Produktionsprozessen den Energieeinsatz - und selten umgekehrt.
Die Erzeugung im eigenen Land ist nach wie vor die wichtigste und kostengünstigste Maßnahme
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Flexibilität der Industrie leider kein Allheilmittel für ein strukturelles Stromdefizit im Winter ist. Zwar sollte die Nachfragereduzierung im Rahmen von Auktionen zur Diversifizierung der Maßnahmen zur Bewältigung von Engpasssituationen im Winter genutzt werden, doch ist ihr tatsächliches Potenzial unklar. Eine Lastreduzierung ist mit erheblichen Opportunitätskosten für die Industrieunternehmen verbunden, die sie von einer Teilnahme an Auktionen abhalten könnten.
Letztlich handelt es sich um eine heikle Angelegenheit, da eine groß angelegte Verringerung der Nachfrage energieintensive Industrien bedroht und das Risiko einer dauerhaften Deindustrialisierung mit sich bringen. Es handelt sich also nicht nur um eine Frage der Energiepolitik, sondern im weiteren Sinne um eine Frage der Wirtschaftspolitik. Der Zubau neuer Erzeugungskapazitäten bleibt jedenfalls die wichtigste und kostengünstigste Maßnahme, um Knappheitssituationen und systemische Importabhängigkeit im Winter zu bekämpfen. Das Schweizer Parlament hat Schritte in die richtige Richtung unternommen, indem es zum Beispiel erlaubt hat PV-Großanlagen in den Alpen, die etwa die Hälfte ihrer Jahresproduktion in den Wintermonaten erzeugt haben. Mit dem jährlichen Budget der strategischen Reserve, rund 250 MW an alpiner PV könnten installiert werden - jedes Jahr! Nach 3 Jahren würden diese PV-Anlagen im Winter mehr Strom liefern als die Wasserkraftreserve; nach 5 Jahren würden sie den Mangel in unserem Szenario mit geringem Defizit beheben.
Danksagungen
Unser besonderer Dank gilt Jared Garrison, Arijit Upadhyay und dem gesamten Nexus-e-Team für ihre Unterstützung bei der Entwicklung der Szenarien.
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