{"id":3146,"date":"2022-11-28T18:47:50","date_gmt":"2022-11-28T17:47:50","guid":{"rendered":"https:\/\/blogs.ethz.ch\/energy\/?p=3146"},"modified":"2025-06-30T18:55:54","modified_gmt":"2025-06-30T16:55:54","slug":"swiss-winter-deficit","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/swiss-winter-deficit\/","title":{"rendered":"Sicherheit der Elektrizit\u00e4tsversorgung: Kann die Industrie das Schweizer Winterdefizit beheben?"},"content":{"rendered":"

Die Sicherheit der Elektrizit\u00e4tsversorgung und die Stromkosten sind f\u00fcr die Schweizer Industrie zu einem wichtigen Thema geworden. Bei der derzeitigen Entwicklung hin zu einem sauberen Energiesystem k\u00f6nnte es im Winter h\u00e4ufiger zu Situationen kommen, in denen die Verf\u00fcgbarkeit von Strom eingeschr\u00e4nkt ist und die Preise in die H\u00f6he schnellen. Da die Schweiz eine strategische Reserve zur Bew\u00e4ltigung von Stromknappheitssituationen einrichtet, argumentieren wir in diesem Blogbeitrag, dass nachfrageseitige Ma\u00dfnahmen - insbesondere Lastreduzierungen durch die Industrie - Teil einer solchen Reserve sein sollten, auch wenn der Beitrag gering sein mag. Wir pr\u00e4sentieren unsere Ergebnisse aus quantitativen Bewertungen und Erkenntnisse aus Experteninterviews.<\/p>\n\n\n\n

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Die aktuelle Energiekrise gef\u00e4hrdet die Schweizer Industrie<\/b><\/h2>\n\n\n\n

Seit dem Beginn der Energiekrise Mitte 2021 bedrohen die steigenden Preise f\u00fcr Strom und fossile Brennstoffe energieintensive Industrien und beschleunigter Strukturwandel in der Wirtschaft<\/a>. Ein Beispiel daf\u00fcr ist der Plan von BASF, das gr\u00f6\u00dfte Chemieunternehmen der Welt, will seinen Standort in Europa dauerhaft verkleinern, da die hohen Energiekosten Europa zunehmend wettbewerbsunf\u00e4hig machen w\u00fcrden.<\/a> Stahl Gerlafingen hat vor kurzem Folgendes vorgelegt<\/a> \u00e4hnliche Forderungen in der Schweiz. Eine Rationierung von Strom oder eine tats\u00e4chliche Knappheitssituation im Winter 2022\/23 w\u00fcrde den Sektor noch st\u00e4rker belasten. In der Regel hat die Schweiz im Winter einen Mangel an inl\u00e4ndischer 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 inl\u00e4ndischen Strombedarfs im gleichen Zeitraum), mit einem Spitzenwert von 9,7 TWh im Winter 2016\/2017<\/a>. Dieser Bedarf an Einfuhren ist die mittelfristig zunehmen sollen<\/a>Gleichzeitig k\u00f6nnten die Exportkapazit\u00e4ten der Nachbarl\u00e4nder aufgrund des Ausstiegs aus der Nutzung fossiler und nuklearer Energietr\u00e4ger abnehmen.<\/p>\n\n\n\n

Um eine Stromknappheit im kommenden Winter zu vermeiden, hat die Schweizer Regierung eine strategische Reserve f\u00fcr die Stromerzeugung eingerichtet. Zwei Ma\u00dfnahmen der strategischen Reserve sind bereits in Kraft getreten: Erstens, eine Wasserkraftreserve<\/a> von 400 GWh soll von Anfang Dezember 2022 bis Mitte Mai 2023, wenn die Speicherst\u00e4nde aufgrund der nat\u00fcrlichen Wasserzufl\u00fcsse wieder ansteigen, von mehreren Betreibern von Wasserspeichern vorgehalten werden. Zweitens, Notstromaggregate, die auch mit \u00d6l und Wasserstoff betrieben werden k\u00f6nnen<\/a>mit einer installierten Gesamtleistung von 250 MW gekauft. Beide Ma\u00dfnahmen werden aktiviert, sobald die Nachfrage nicht mehr durch die inl\u00e4ndische Erzeugung und Importe gedeckt wird. Sie bleiben jedoch h\u00f6chst umstritten, da sie mit immensen Kosten verbunden sind<\/a>. Allein die Wasserkraftreserve wird in den n\u00e4chsten vier Jahren voraussichtlich 2,2 Milliarden CHF kosten.<\/p>\n\n\n\n

Im Allgemeinen k\u00f6nnen Knappheitssituationen durch nachfrage- und angebotsseitige Ma\u00dfnahmen angegangen werden. In Anbetracht der immensen Kosten der angebotsseitigen Ma\u00dfnahmen und zur weiteren Diversifizierung des Ma\u00dfnahmenpakets sollte die Nutzung der Nachfrageseite in der strategischen Reserve nicht vernachl\u00e4ssigt werden. Eine wirksame Ma\u00dfnahme w\u00e4re die Einbeziehung von Lastreduzierungen in die Auktion f\u00fcr die strategische Reserve, die diskutiert worden<\/a> aber nicht in der Verordnung \u00fcber eine strategische Reserve f\u00fcr diesen Winter<\/a>. Der Grundgedanke ist, dass Gro\u00dfkunden (oder viele kleine, aber zusammengeschlossene Kunden) Nachfragereduzierungen mit einem bestimmten Preisniveau anbieten k\u00f6nnen. Die Auktion w\u00fcrde dann die kosteng\u00fcnstigste Ma\u00dfnahme zur Bildung einer Reserve ermitteln. Solche versteigerten Lastreduzierungen k\u00f6nnten im Rahmen der \u00fcberarbeiteten Elektrizit\u00e4tsversorgungsgesetz<\/a> und kann somit in Zukunft zur strategischen Winterreserve beitragen. K\u00f6nnen also Nachfragereduzierungen in der Industrie tats\u00e4chlich zu einer Entsch\u00e4rfung von Stromknappheitssituationen f\u00fchren?<\/p>\n\n\n\n

Wenn sie kosteng\u00fcnstig und in gro\u00dfen Mengen zur Verf\u00fcgung stehen, kann eine Verringerung der industriellen Nachfrage Situationen mit Stromengp\u00e4ssen abmildern. <\/b><\/h2>\n\n\n\n

Um diese Frage zu beantworten, haben wir die Plattform zur Modellierung von Energiesystemen Nexus-e<\/a> und einen neuartigen Datensatz, der die Stromnachfrage von rund 3'000 Schweizer Unternehmen und deren Standort enth\u00e4lt, was uns erlaubt zu verstehen, wo und wann eine Reduzierung der Industrienachfrage m\u00f6glich ist. Ausgehend von einem Referenzszenario, in dem das Angebot und die Importe der Nachfrage entsprechen, haben wir zwei Defizitszenarien erstellt, indem wir die Importe k\u00fcnstlich reduziert haben, mit der Folge, dass Nachfrage<\/em> ist teilweise nicht bedient<\/em> (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 f\u00fchrt. Abbildung 1a zeigt die j\u00e4hrliche Stromerzeugung f\u00fcr zwei verschiedene Defizitszenarien, eines mit einem Defizit von 0,6 TWh und eines mit einem Defizit von 1,7 TWh. Anhand der beiden Defizitszenarien k\u00f6nnen wir die Auswirkungen der Defizitgr\u00f6\u00dfe auf die gew\u00e4hlte Ma\u00dfnahme zur Behebung des Defizits beurteilen (siehe n\u00e4chster Absatz). Abbildung 1b zeigt die st\u00fcndliche Stromerzeugung an einem typischen Wintertag f\u00fcr das Szenario Defizit Gro\u00df<\/em>.<\/p>\n\n\n\n

Anschlie\u00dfend lassen wir das Modell die kostenoptimale L\u00f6sung f\u00fcr das Elektrizit\u00e4tssystem finden, um das Defizit mit zwei Ma\u00dfnahmen zu beheben: entweder (i) Versteigerung von Lastreduzierungen der Industrie oder (ii) Hinzuf\u00fcgen von Gaseinheiten zum Strommix. Die Versteigerung von Lastreduzierungen ist mit Kosten f\u00fcr das System verbunden, da die Unternehmen f\u00fcr das Angebot und die tats\u00e4chliche Reduzierung ihrer Last entsch\u00e4digt werden m\u00fcssten. Aus der Systemperspektive ist ein solcher Ausgleich mit Kosten verbunden und wird nur dann eingesetzt, wenn keine andere, billigere Ma\u00dfnahme zur Verf\u00fcgung steht. Gasanlagen verursachen Investitions- und Betriebskosten (Brennstoff, CO2-Zertifikate).<\/p>\n\n\n\n

Abbildung 1c zeigt die reduzierte Last bei unterschiedlichen Kosten f\u00fcr 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 wettbewerbsf\u00e4hig 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 f\u00fcr das System (500 CHF\/MWh) und in gro\u00dfen Mengen (25 Prozent der Gesamtlast der Industrie) verf\u00fcgbar ist, deckt die Flexibilit\u00e4t der Industrie fast 100 Prozent des Defizits in der Modellumgebung. Wir haben dann die Kosten f\u00fcr die Lastreduktion auf 500 CHF\/MWh festgelegt und den Anteil der Last, den die Unternehmen tats\u00e4chlich reduzieren k\u00f6nnen, 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.<\/p>\n\n\n\n

Zusammenfassend l\u00e4sst sich sagen, dass die Ergebnisse intuitiv erscheinen: Je teurer die Flexibilit\u00e4t der Unternehmen f\u00fcr das System wird, desto weniger wird das Modell sie ausnutzen. Je h\u00f6her der Anteil der flexiblen Nachfrage in der Industrie ist, desto h\u00f6her ist auch das Potenzial zur Nachfragereduzierung.<\/p>\n\n\n\n

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Abbildung 1: \u00dcberblick \u00fcber die Nexus-e-Ergebnisse a.<\/i> Die nicht bediente Nachfrage (DNS) im Szenario Defizit klein betr\u00e4gt 0,6 TWh, im Szenario Defizit gro\u00df 1,7 TWh. b. <\/i>St\u00fcndliche Stromerzeugung f\u00fcr einen exemplarischen Tag im Winter im Szenario \"Defizit gro\u00df c. <\/i>Lastreduzierungen bei unterschiedlichen Kosten f\u00fcr das System bei 25% flexibler Last. d. <\/i>Lastreduktionen f\u00fcr verschiedene Stufen flexibler Last bei Kosten von 500 CHF \/ MWh f\u00fcr das System.<\/i><\/p>\n\n\n\n

Der tats\u00e4chliche Anteil der flexiblen Lasten in der Industrie k\u00f6nnte sehr gering sein<\/b><\/h2>\n\n\n\n

Die Ergebnisse der erg\u00e4nzenden Expertenbefragungen und andere Quellen deuten jedoch darauf hin, dass der tats\u00e4chliche Anteil der \"flexiblen\" Last in der Industrie wesentlich kleiner sein k\u00f6nnte als in unseren Szenarien angenommen<\/a>. Viele Fertigungsprozesse m\u00fcssen mit maximaler Kapazit\u00e4t (oder \u00fcberhaupt nicht) laufen, um die Produktqualit\u00e4t zu gew\u00e4hrleisten und Sch\u00e4den an den Produktionsanlagen zu vermeiden. Die Verlangsamung von Prozessen oder die Unterbrechung der Produktion f\u00fcr einen bestimmten Zeitraum ist eine betriebliche Herausforderung. Au\u00dferdem sind die Opportunit\u00e4tskosten f\u00fcr eine Produktionsunterbrechung in der Regel sehr hoch - und in den meisten F\u00e4llen h\u00f6her als eine m\u00f6gliche Entsch\u00e4digung (in unserem Modell als Kosten f\u00fcr das System bezeichnet). Die entgangenen Ums\u00e4tze und Einnahmen sowie die beeintr\u00e4chtigten Kundenbeziehungen wiegen die Einsparungen auf der Energierechnung oft auf. Im Allgemeinen bestimmen Kunden- und Marktanforderungen, globale Wertsch\u00f6pfungsketten oder technische Merkmale von Produktionsprozessen den Energieeinsatz - und selten umgekehrt.<\/p>\n\n\n\n

Die Erzeugung im eigenen Land ist nach wie vor die wichtigste und kosteng\u00fcnstigste Ma\u00dfnahme<\/b><\/h2>\n\n\n\n

Zusammenfassend l\u00e4sst sich sagen, dass die Flexibilit\u00e4t der Industrie leider kein Allheilmittel f\u00fcr ein strukturelles Stromdefizit im Winter ist. Zwar sollte die Nachfragereduzierung im Rahmen von Auktionen zur Diversifizierung der Ma\u00dfnahmen zur Bew\u00e4ltigung von Engpasssituationen im Winter genutzt werden, doch ist ihr tats\u00e4chliches Potenzial unklar. Eine Lastreduzierung ist mit erheblichen Opportunit\u00e4tskosten f\u00fcr die Industrieunternehmen verbunden, die sie von einer Teilnahme an Auktionen abhalten k\u00f6nnten.<\/p>\n\n\n\n

Letztlich handelt es sich um eine heikle Angelegenheit, da eine gro\u00df angelegte Verringerung der Nachfrage energieintensive Industrien bedroht und das Risiko einer dauerhaften Deindustrialisierung mit sich bringen<\/a>. Es handelt sich also nicht nur um eine Frage der Energiepolitik, sondern im weiteren Sinne um eine Frage der Wirtschaftspolitik. Der Zubau neuer Erzeugungskapazit\u00e4ten bleibt jedenfalls die wichtigste und kosteng\u00fcnstigste Ma\u00dfnahme, um Knappheitssituationen und systemische Importabh\u00e4ngigkeit im Winter zu bek\u00e4mpfen. Das Schweizer Parlament hat Schritte in die richtige Richtung unternommen, indem es zum Beispiel erlaubt hat PV-Gro\u00dfanlagen in den Alpen, die etwa die H\u00e4lfte ihrer Jahresproduktion in den Wintermonaten erzeugt haben.<\/a> Mit dem j\u00e4hrlichen Budget der strategischen Reserve, rund 250 MW an alpiner PV k\u00f6nnten installiert werden<\/a> - jedes Jahr! Nach 3 Jahren w\u00fcrden diese PV-Anlagen im Winter mehr Strom liefern als die Wasserkraftreserve; nach 5 Jahren w\u00fcrden sie den Mangel in unserem Szenario mit geringem Defizit beheben.<\/p>\n\n\n\n

Danksagungen<\/b><\/h2>\n\n\n\n

Unser besonderer Dank gilt Jared Garrison, Arijit Upadhyay und dem gesamten Nexus-e-Team f\u00fcr ihre Unterst\u00fctzung bei der Entwicklung der Szenarien.<\/p>\n\n\n\n

If you are part of ETH Zurich, we invite you to contribute with your findings and your opinions to make this space a dynamic and relevant outlet for energy insights and debates. Find out how you can contribute<\/a> and contact the editorial team here<\/a> to pitch an article idea!
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Die Sicherheit der Elektrizit\u00e4tsversorgung und die Stromkosten sind f\u00fcr die Schweizer Industrie zu einem wichtigen Thema geworden. Bei der derzeitigen Entwicklung hin zu einem sauberen Energiesystem k\u00f6nnte es im Winter h\u00e4ufiger zu Situationen kommen, in denen die Verf\u00fcgbarkeit von Strom eingeschr\u00e4nkt ist und die Preise in die H\u00f6he schnellen. Da die Schweiz eine strategische Reserve zur Bew\u00e4ltigung von Stromknappheitssituationen einrichtet, argumentieren wir in diesem Blogbeitrag, dass nachfrageseitige Ma\u00dfnahmen - insbesondere Lastreduzierungen durch die Industrie - Teil einer solchen Reserve sein sollten, auch wenn der Beitrag gering sein mag. Wir pr\u00e4sentieren unsere Ergebnisse aus quantitativen Bewertungen und Erkenntnisse aus Experteninterviews.<\/p>","protected":false},"author":1,"featured_media":6132,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[47],"tags":[210,204],"coauthors":[126,160],"class_list":["post-3146","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-research-highlights","tag-finance","tag-industry-manufacturing"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/3146","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=3146"}],"version-history":[{"count":5,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/3146\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":6742,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/3146\/revisions\/6742"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/media\/6132"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=3146"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=3146"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=3146"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyblog.ethz.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=3146"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}