100 Prozent erneuerbar - so funktioniert die ... - Greenpeace

100 Prozent erneuerbar ‐ 

so funktioniert die Energiewende 

I 

II 

III 

IV 

V 

VI 

VII 

Streit um Fukushima 

Gesichter der Energiekrise 

Potentiale der Erneuerbaren 

Politische Weichenstellung 

Drei Szenarien 

Versorgungssicherheit 

im Monatsprofil 

Die neue Arbeitsteilung 

Meilenstein 11. März 2011 

Skript 

Dr. Rudolf Rechsteiner

Ursache: Erdbeben oder Tsnunami?

Zunehmende Häufung von Katastrophen: 

2010‐12 Ölpest, Flut, Stürme, Atomkatastrophe 

Flut in Pakistan 2010 Bild UN 

Wirbelsturm Joplin/Missouri 22.5. 2011 

Oelpest Golf of Mexico 2010 

Fukushima März 2011

Kollateralschäden der Energiekrise: 

zB. Verdoppelung Preise Grundnahrungsmittel 

Index der Nahrungsmittelpreise 

(Welternährungsorganisation FAO) 

Hauptbetroffen: ärmste 

Bevölkerungsschichten 

Nature 466/2010

Fünf Kernschmelzen innert 54 Jahren 

alle 11 Jahre ein SUPER‐GAU

Atomenergie: Ein Hoffnungsträger stirbt

Windkraft USA, mittlere Auslastung

Tschernobyl 1986‐2004: eine Million Todesfälle 

Janette D. Sherman‐Nevinger, «Chernobyl. Consequences of the catastrophe for people 

and the environnement», Annals of the New York Academy Of science, Volume 1181 

Verstrahlung durch Tschernobyl in Europa 

[Atlas of caesium deposition on Europe after the Chernobyl accident, 1998]

Falsche Wahrscheinlichkeiten 

Bisher gab es in 435 in Betrieb stehenden Reaktoren statistisch fünfmal einen 

Supergau (p=1,15 Prozent). 

• Für die Schweiz mit fünf Reaktoren beträgt p=5x1,15 Prozent = 5,75 

Prozent oder 1:17,4. 

• Rechnet man die Reaktoren in Fessenheim ein, steigt p auf 8 Prozent 

oder 1:12,5. 

• Die Wahrscheinlichkeit eines Super‐Gaus liegt wesentlich höher als die Schätzung der 

Atomindustrie. 

• Die Atomindustrie behauptete, ein grosser Unfall ereigne sich nur einmal in 100’000 bis 

einmal in 1 Million Jahren (Wahrscheinlichkeit bei 435 Reaktoren 1: 229 bzw. 1:2298). 

• In Wirklichkeit ist ein Super‐Gau alle 10‐20 Jahre zu erwarten. 

• Zum Vergleich: Das Risiko, in der Schweiz innert vierzig Jahren Opfer eines tödlichen 

Verkehrsunfalls zu werden liegt derzeit bei 1:537. (2009: 349 Personen von 7,5 Millionen 

Einwohnern). Das Risiko eines Supergaus liegt höher als das Risiko eines tödlichen 

Verkehrsunfalls.

Arnie Gundersen, US‐ 

Nuklear‐Ing. 

hat für über 70 AKW‐ 

Betreiber gearbeitet 

Befürchtung eines Experten: 

«1 Million mehr japanische 

Krebstote in nächsten 30 Jahren» 

Emission: 

Mikrosievert 

pro Stunde 

kumulierte 

Strahlung 

über 60 Jahre 

in mSv 

Anzahl 

Todesopfer 

durch Krebs 

pro Million 

Einwohner 

(ICRP) 

Anzahl nicht 

tödliche 

Krebserkrank 

ungen pro 1 

Million 

Einwohner 

(ICRP) 

Anzahl 

genetische 

Effekte pro 1 

Million 

Einwohner 

(ICRP) 

0.25 131.4 6'570 1'314 1'708 

0.5 262.8 13'140 2'628 3'416 

1 525.6 26'280 5'256 6'833 

2 1051.2 52'560 10'512 13'666 

4 2102.4 105'120 21'024 27'331 

8 4204.8 210'240 42'048 54'662 

Berechnungsbasis: Internationale 

Strahlenschutzkommission ICRP 

(1990) 

Über 300’000 Erkrankungen pro 1 Mio. 

Einwohner im dunklen Gebiet 

Wahrnehmung des Risikos 

bewirkt Sofort‐Ausstieg 

in Japan (Stand 2011/12)

Räumliche Wirkung eines GAUs: Kontanimierte Flächen in Japan 

Quelle: André Herrmann, ehem. Kantonschemiker BS 

La contamination des sols est estimée à 

• 1'000 km 2 > 600'000 Bq/m 2 et 

• 300 km 2 > 3'000’000 Bq/m 2 (30 mSv/a) 

“Difficult to Return” Zone (93 km 2 ) 

Dose > 50 mSv/y 

Decontamination: It will decide on measures while 

observing the effectiveness of decontamination 

works. 

Restricted Zone (72 km 2 ) 

20 mSv/y < Dose < 50 mSv/y 

Decontamination will be implemented at the level 

below 20 mSv/y by the end of March 2014. 

Lifting of Evacuation - Prepared Zone (102 km 2 ) 

Dose < 20 mSv/y 

Decontamination 

• 10 – 20 mSv/y (December 2012) 

• 5 – 10 mSv/y (March 2013) 

• 1 – 5 mSv/y (March 2014) 

(NERH, Dec 26, 2011)

Zum Vergleich: 

30 km Zone rund um Fessenheim 

30 km

CH: Fünfmal höhere 

Bevölkerungsdichte als in Ost‐Japan

Das ENSI lässt A‐Werke auch dann in Betrieb, 

wenn wesentliche Sicherheitsvorschriften nicht 

erfüllt sind. (zB. fehlende diversitäre Kühlwasserzufuhr in Mühleberg) 

Hans Wanner, ENSI Chef: «alles ist sicher, wir 

lernen ständig dazu…» = nichts ist sicher 

Missachtung des Restrisikos wird gerichtlich korrigiert

Das Risiko eines Binnen‐Tsunamis bei Erdbeben 

(Wohlensee, 1 km oberhalb Mühleberg)

Fessenheim: Schliessung angekündigt für 

«Ende 2016» (franz. Staatspräsident)

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VII 

Der Streit um Fukushima 

Die Gesichter der Energiekrise 






Die neue Arbeitsteilung

Was spricht gegen Atomkraftwerke? 

• Stark umweltbelastender Uranabbau 

• Unfallrisiko im Betrieb, Niedrigstrahlung 

• Keine Haftpflichtversicherung => verfälschter Preis 

(volle Haftpflicht verteuert die kWh um 14 bis 240 €C./kWh, so die 

Berechnung der Leipziger Versiocherungsforen) 

• Strahlenbelastung bei Wiederaufarbeitung 

• Fehlende sichere Lagerung von radioaktiven Abfällen 

• Risiken der Plutonium‐Verbreitung 

• Keine langfristige Versorgungssicherheit mit Uran 

• hohe Kosten‐ und Bauzeitüberschreitungen bei neuen AKWs

Der Ausbau der Kernenergie kam schon vor 

Fukushima zum Erliegen 

Entwicklung der Wachstumsraten der AKW‐ 

Installationen weltweit 1961‐2010 

Schweizer Atomentsorgung: 

es fehlen 10 Milliarden Franken 

Quelle: IAEA: Nuclear Power Reactors in the World, 

Reference Data Series No. 2, April 2006/PRIS 

http://www.iaea.org/cgi‐bin/db.page.pl/pris.charts.htm 

Quelle: Bundesamt für Energie

Risiken der Kernenergie 

Verbreitung von Atomwaffen 

Mehr Kinderkrebs in der Umgebung von AKWs 

Global risk of radioactive fallout after major nuclear reactor accidents 

Atmos. Chem. Phys., 12, 4245–4258, 2012 

Ungelöste Abfallentsorgung

Argumente gegen 

erneuerbare Energien 

Das BKW‐Märchen (Originalgrafik) 

Die Vorsitzenden der Atomkonzerne (bis 2011): 

Heinz Karrer, CEO Axpo 

Giovanni Leonardi, CEO Alpiq (früher Atel) 

Kurt Rohrbach, CEO Bernische Kraftwerke BKW 

Das Axpo‐Märchen (Originalgrafik) 

Das Alpiq‐Märchen (Originalgrafik)

Anteil der Windkraft 

in deutschen Bundesländern 

Quelle DEWI

Marktanteile der erneuerbaren Energien 

(MW‐Anteil und MWh‐Anteil sind nicht identisch) 

Capacity addition 

market share 43.7% 

Production 

addition share 

30.7%

Erdöl: Die Leitwährung versiegt 

Entdeckung grosser Ölfelder immer seltener 

(Höök) 

Erdölpreis steigt weltweit (Brent in US‐Dollar) 

(Thomson Reuters) 

Ölverbrauch übersteigt Ölfunde seit 1981 

(Colin Campbell 2011)

World Oil Production 1900 – 2011 

(Crude Oil+Condensate, NGL, Heavy Oil, Tarsands) 

Mb/d 

Data Source: 

Kuweit 08 

World Oil Supply (EIA) 

Algeria07 

„All ‚Liquids“ 

Iran 05 

Saudi Arabia 05 

Crude+Condensate 

Nigeria, Chad 05 Russia 10 

Mexico 04 

Katar 10 

Denmark, Equ. Guinea 04 

Libya 08 

Yemen 01 

Angola 08 

Norway 01 

UAE 08 

Oman 01 

Australia 2000 

UK 99 

Equador 99 

Colombia 99 

Venezuela (conv.+SCO) 98/68 

Argentinia 98 

Malaysia 97 

Gaboon 97 

Syria 95 

India 95 

Egypt 93 

Alaska 89 

Indonesia 77 

Romania 76 

Canada (conv.) 74 

USA (lower 48) 70 

Germany 67 

Austria 55 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

Regions at or past Peak: 

1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 

Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabiea Brazli, Mexiko: Statistics of national governments/companies; 

Other state: US-EIA, 2011 Data extrapolated from Jan-Sep or estimated for some Staates by LBST 

Historical Data until 1970: IHS-Energy or US-EIA (USA); Analysis LBST Nov 2011 

Ludwig‐Bölkow Systemtechnik GmbH 

Biofuels + 

„processing gains“ 

Regions pre Peak: 

NGL 

Heavy Oil, SCO, Bitumen 

(Canada) 

Azerbaijan 

Kazakhstan 

Thailand, Sudan, Pakistan 

Iraq 

Neutral Zone 

Brazil 

China 

Golf of Mexiko (USA) 

Year

World Oil Price (real) and spare 

capacity (IMF 2012)

Die teuerste Katastrophe aller Zeiten 

Steigende CO2‐ 

Konzentration = 

steigende 

Temperatur 

(Th. Stocker) 

Zunahme der 

Hitzejahre 

erwartet 

(Th. Stocker) 

3 Meter Anstieg 

Meeresspiegel 

Grosser Verlust 

an 

Lebensräumen 

Anstieg der Temperaturen und des Meeresspiegel wird sich 

beschleunigen, Schnee‐ und Eisbedeckung sinkt ab. (IPCC)

Energieverbrauch 1910‐2011 

1971‐86: Atomzeitalter 

5 AKWs +Zehntausende 

Elektroheizungen 

Ab 1990: Beginn Klimaschutzpolitik/ 

Zeitalter der Nachhaltigkeit 

1950‐1970: 50er‐Jahre‐ 

Syndrom: 1 Auto + 1 

Ölofen für alle 

? 

1910‐1950: Wachstum der 

Wirtschaft bei stabilem 

Energie‐verbrauch: Kohle, 

Holz und Wasserkraft 

Fukushima 2011 

Tschernobyl 1986 

«Ölkrise» 1973

Teuer und schädlich: 

64% der Energie verpufft ohne Nutzen 

2/3 des Energieinhalts 

von Uran verpufft 

Bruttoverbrauch 

Endverbrauch 

¾ des Energiegehalts 

von Benzin verpufft 

Nicht energetischer Verbrauch 0.8 PJ 

(Kunststoffe, Asphalt, u.a.) 

Primärenergie 

1165 PJ: Kohle, 

Erdöl, Erdgas, 

Uran, Wasserkraft, 

Wind, Sonne, 

Erdwärme, Holz 

Endenergie 861.8 

PJ: Brennstoffe, 

Treibstoffe, 

Elektrizität, Gas, 

Wärme 

Umwandlungs-verluste 

295.2 PJ 25% 

Industrieprodukte, Mobilität, 

Automation, Kühlung Beleutete 

Flächen, PC-, Telefon- & Internet 

Verluste zur 

Nutzenergieerzeugung 

431.1 PJ 37% 

Nutzenergie 

430.7 PJ 

36% 

Grafik Dieter Imboden 2008

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VI 

VII 

Der Streit um Fukushima 








Effizienz 

als Energiequelle 

100 Prozent 

Primärenergie: 

Uran 

Primärenergie: 

Wind (gratis) 

33 Prozent 

Endenergie: Strom 

100 Prozent 

Endenergie: 

Windstrom 

3 Prozent 

Nutzenergie: Licht 

Energiesparleuchte 

Bis zu 95 % Nutzenergie 

dank elektronischem 

Vorschaltgerät

Ein Drittel des Verbrauchs lässt sich technisch einsparen (SAFE 2011) 

Verbrauchsentwicklung 

ohne 

59.9 

1.2 0.0 

2.4 

3.7 

3.4 

Was Energieeffizienz leisten kann 

68.7 

1.1 

7.4 

0.0 

4.6 

Verbrauchsentwicklung 

mit Effizienzmassnahmen 

46.0 

Elektro‐Mobilität individuell (Autos, Motos, 

Velos) 

Elektroheizung Wärmepumpe 

Elektr. Warmwasser (inkl. Anteile WP) 

Elektroheizung Widerstand 

Bahnen, Trams, Seilbahnen etc. 

1.1 

40.9 

25.9 

4.4 

0.7 0.4 

2.1 

23.5 

4.2 

4.0 

0.4 0.3 

3.8 

3.2 

2.1 

18.1 

2.8 

1.8 

5.3 

15.5 

4.3 

1.6 

1.3 

1.6 

1.9 

1.4 

2.0 

0.8 

1.7 

1.6 

3.2 

0.6 

4.8 

4.2 

0.8 

2.9 

1.1 

1.2 

1.0 

0.6 

1.0 

5.9 6.5 

3.1 

2.8 

2.4 2.7 

3.9 3.4 

1.1 0.8 

IST 2010 TREND 2035 TECHNIK 2035 TECHNIK 2050 

Industrielle + Gewerbliche Anwendungen (75% 

Motoren) 

Haustechnik: Lüftung, Klima etc., ohne 

Elektrowärme 

Haustechnik: Umwälzpumpen 

Bürogeräte, Informations‐ 

/Kommunikationstechnik, Heimbüro 

Unterhaltungselektronik 

Haushalt: diverse und Kleingeräte 

Haushaltgeräte Waschen + Trocknen 

Haushaltgeräte Küche inkl. Spezialgeräte wie 

Kaffeemaschinen etc. 

Beleuchtung Dienstleistung, Gewerbe, Industrie, 

öffentliche B. 

Beleuchtung Haushalte

Potentiale 

weltweit 

Potentiale der 

Erneuerbaren sind 

11’000 mal grösser als 

Weltverbrauch 

Wichtiges Kriterium: 

Spezifischer Flächenverbrauch

Lernkurven der erneuerbaren Energien

Windenergie übertrifft alle offiziellen 

Prognosen, wird immer billiger 

Meilensteine 

exponentiellen 

Wachstums 

Anzahl Jahre bis 

zur nächsten 

Verdoppelung 

kumulierter 

Bestand Ende 

Jahr 

(2 n ) erreicht Ende 

1000 MW 1985 6 1020 MW 

2000 MW 1991 6 2170 MW 

4000 MW 1995 4 4778 MW 

8000 MW 1998 3 10153 MW 

16000 MW 2000 2 17706 MW 

32000 MW 2003 3 39434 MW 

64000 MW 2006 3 74328 MW 

128000 MW 2009 3 157'900 MW 

264000 MW 2012(p) 3(p)

Solarstrom: Kosten sinken ‐ Produktion und Wirkungsgrade steigen 

Gestehungskosten seit 1976 (BNEF) Solarzellen‐ Wirkungsgrade (NREL) 

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/c/c9/PVeff(rev100414).png 

Weltmarkt Solarzellenproduktion 2000‐11 

(Jäger‐Waldau: PV Status Report 2012) 

Endkundenpreis Dachanlagen BRD 2006‐11 (BSW)

Siliziumpreise (wieder) billig 

http://www.un‐energy.org/stories/2498‐re‐considering‐the‐economics‐of‐photovoltaic‐power 

Quelle: ISE (www.pv‐fakten.de)

Starkes Wachstum weltweit ‐ 

Schwellenländer holen rasch auf 

GLOBAL NEW INVESTMENT IN RENEWABLE ENERGY: 

DEVELOPED V DEVELOPING COUNTRIES, 2004‐2011, BN $ 

Source: BLOOMBERG NEW 

ENERGY FINANCE: Global 

Trends in Renewable Energy 

Investments 2012, edited by 

UNEP

Windzonen und Windressourcen 

Offshore‐Nutzungszonen (weiss) 

Europa: Potentiale 20mal grösser als Verbrauch 

Auslastung der Anlagen 

(load Factor) 

Ausgeprägte Winterspitze 

Quelle: Forwind / EWEA 2011

Deutsche Windzonen in Nord‐ und Ostsee 

Techniken für jede Wassertiefe in Entwicklung 

Nordsee: Offshore Windparks 

43

Windatlas 

Schweiz 

(SuissÉole) 

Windenergie vom Binnenland: 

Höhere Türme, Waldstandorte : 

Waldwindpark Fasanerie, 

Gattendorf/Bayern 

Bild: Enercon

Solarstrom auf CH‐ 

Dächern kann 

Atomstrom 

übertreffen 

Solarstrompotential in der Schweiz in TWh 

bestehende Dachflächen und Fassaden, Freiflächen 

Solarstrompotential PSI plus 10 ha / Gemeinde 

Solarstrompotential PSI 2005 

Solarstrompotential Schätzung IEA (2002)… 

Solarstrompotential Schätzung IEA (2002)… 

Solarstrompotential Schätzung Axpo 2010 

Atomstromproduktion 2009 

5.2 

18.4 

25.2 

31.7 

29.4 

42.6 

Solaratlas Schweiz: Höhenlagen im Alpenbogen 

haben ähnliche solare Einstrahlung wie Spanien 

Landeserzeugung 2010 

64.3 

0 10 20 30 40 50 60 70 

Potential bei Maximalausbau 

(Annahme:10 ha Freifläche pro Gemeinde) 

in % vom Verbrauch (79 TWh) 

39% 

45% 

16% 

Potential Solarstrom von Dächern und Fassaden 

Potential Solarstrom von Freiflächen ‐ 10 ha pro 

Gemeinde 

Anteil übriger Strom

Solarstrom: sehr zuverlässiger Stromertrag 

11 PV‐Anlagen Standort Schweizer Mittelland (Daten Benetz AG) 1 Standort alpin (Daten PSI) 

Standort Mittelland 

Alpiner Standort Schweiz 

Interessant sind Herbst‐ und Winterspitzen des PV Stromertrags in alpinen Lagen und der 

hohe Einstrahlungsertrag vergleichbar mit Nordspanien

PV an Schallschutzwand (Felsberg/Schweiz) 

PV:Vielseitige 

Anwendung (Fotos SSES) 

Dachanlage (Chur / Schweiz) 

Fassadenanlage (Lausanne/ Schweiz)

PV‐Anlage im Tagesverlauf: Standort Basel‐Stadt 

Ertrag: Schöner Sommertag 

Ertrag: Sommertag mit Bewölkung 

Ertrag: 

Bewölkter Morgen, schöner Nachmittag 

Ertrag: 

Tag mit Wolkendecke

Vergleich PV 

Ost‐West versus Südrichtung 

3 

1 

Sud

Solar‐ und Windstrom ergänzen sich gut 

(Deutschland 2012: ca. 30 GW Wind, PV) 

Mittlere Stundenleistung für die 

Einspeisung von Sonnen‐ und Windstrom 

im Jahr 2012 [ISE 2013] 

Monatliche PV‐ und Windstromproduktion [ISE 2013] 

2011 

2012 

2011/12: +7 GW PV, +2 GW Wind (yoy)

Erschliessungsmethoden Geothermie 

0 km 

1 km 

Erdwärmesonde 

0.006 - 0.2 MW 

Wärmeentzug aus 

umhüllender 

Gesteinsformation 

Hydrothermal- 

System 

0.2 - 20 MW 

Hot-Fractured-Rock 

System 

30 - >200 MW 

10°C 

40 - 60°C 

Heizen 

mit 

Wärmepumpen 

2 km 

3 km 

4 km 

5 km 

Wärmeentzug 

aus Thermalwasser 

Wasserzirkulation 

durch hydraulisch 

stimuliertes 

Wärmereservoir 

70 - 90°C 

100 - 130°C 

130 - 170°C 

160 - 210°C 

Heizen 

ohne 

Wärmepumpen 

Prozesswärme 

und 

Stromproduktion 

6 km 

190 - 250°C

Strom aus Wärmekraftkopplung

Strom aus Biomasse 

Landwirtschaftliche Biogasanlagen

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II 

III 

IV 

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VI 

VII 









Weshalb erneuerbare Energien? 

• einheimisch/regionale Quellen 

– weniger Abhängigkeit, weniger Versorgungsrisiko 

• Umweltfreundlich 

– Weniger CO2, Radioaktivität 

• Unerschöpflich 

– Keine Knappheiten/ kein Preisanstieg zu erwarten 

• Innovativ 

– Technische Verbesserungen senken Kosten weiter 

• Politisch gewollt: EU‐Ziele, CH‐Ziele, regionale 

Ziele

Beispiel Windenergie –17 Gründe des Erfolgs 

(Die meisten gelten auch für die Solarenergie) 

1. Die Primärenergie (Wind) ist kostenlos. 

2. Wind ist unerschöpflich, geht nie aus; 

3. Es gibt genügend Wind, in allen 

Weltregionen. 

4. Die Technik ist reif; stabile 

Lebenszykluskosten werden garantiert. 

5. Windkraft ist wettbewerbsfähig, 

betrachtet über den ganzen Lebenszyklus. 

6. keine CO2‐Emissionen, Luftemissionen, 

keine radioaktiven Abfälle. 

7. Windkraft benötigt kein Kühlwasser; 

8. Windturbinen haben eine kurze 

Energierücklaufzeit (< 1Jahr) 

9. Marktzutritt für neue Hersteller ist 

einfach, verglichen mit anderen 

Kraftwerkstechniken wie Atomenergie. 

10. Kurze Zeit von der Produktentwicklung bis 

zur Platzierung am Markt (time to market). 

11. Kurze Herstellungszyklen; grosse 

Windfarmen innert Jahresfrist möglich. 

12. Windenergie ist junge Technik, weitere 

Kostenreduktionen sind zu erwarten. 

13. Windenergie ist dezentrale Energie, wird 

nicht von wenigen Anbietern beherrscht. 

14. Moderate Distanz vom Ort der Erzeugung 

bis zum Ort des Verbrauchs ist (1–1500 km) 

15. Positive Nebenwirkungen für Hersteller 

und Nutzer: Steuereinnahmen, Einkommen für 

Bauern und Landbesitzer (relevant in 

abgelegenen Gebieten). 

16. Windenergie führt zur Schaffung von 

Know‐how und Arbeitsplätzen, immer öfter im 

Nutzerland selber. 

17. Windenergie ist Winterenergie. 

Source: Rechsteiner, Wind power in Context (2008)

CH‐Energiepolitik: Beschleunigung und 

Neuausrichtung 2008‐2014 

2008 

• Marktöffnung und Stromversorgungsgesetz 

• Nichtdiskriminierender Netzzugang für alle 

Stromerzeuger und Verteilwerke 

• Freie Wahl des Lieferanten ab 100’000 kWh 

Jahresverbrauch 

2009 

• Beginn der Einspeisevergütung für 

sauberen Strom 

2010 

• CO2‐Abgabe auf Brennstoffe neu 9 Rp./Liter 

• Gebäudesanierungsprogramm: 200 Mio. 

Franken aus Teilzweckbindung CO2‐Abgabe 

jährlich bis 2020. 

• Schärfere Energieverbrauchsvorschriften: 

Geräte und Anlagen – Gebäude: 

unterschiedlicher Vollzug 

• Beginn wettbewerbliche Ausschreibungen 

für Stromeffizienz: 

• CO2‐Kompensation für Gaskraftwerke 

2012 

• Motionen für Atomausstieg überwiesen 

• CO2‐Gesetz‐Revision 

• Erhöhung CO2‐Abgabe auf Brennstoffen von 36 

CHF auf max. 120 CHF/Tonne bis 2020 = von 9 

auf 30 Rp./l 

• Keine Kompetenz mehr für CO2‐Abgabe auf 

Treibstoffen (Rückschritt!), 

• Max. 130 g/km CO2 Flottenverbrauch 

• «Klimarappen» auf Treibstoffen 

(Kompensations‐Aufschlag max. 5 Rp./l) 

• Gebäudesanierung von 200 auf 300 Mio. CHF 

2013 

• Bewilligungserleichterungen für PV im 

Raumplanungsgesetz 

• Hochspannungsnetz geht an Swissgrid über 

2014 (geplant) 

• Eigenverbrauchsregelung nach Arealprinzip für 

PV für Ein‐ und Mehrfamilienhäuser 

• Einmalvergütung für Anlagen bis 10 kW 

• KEV‐Reduktion für Grossverbraucher 

• Beratung Energiewende im Parlament 

2015 Volksabstimmung

Entscheidend: wer bezahlt anfängliche 

Mehrkosten im offenen Markt? 

Mehrkosten von heute 

sind Minderkosten von 

morgen 

Grande Dixence 

(1961‐1965) 

Kraftwerk Rheinfelden 1898-2011 (gebaut 1894-1898)

So funktionieren Einspeisevergütungen: 

Beispiel Solarstrom(2009‐2011: reale Werte, 2012‐2017 Schätzung) 

Degression der 

Einspeisevergütung 

im Vergleich Vorjahr 

2010 18.0% 

2011 21.5% 

2012 25.5% 

2013 7.8% 

2014 33.7%

Solarstromvergütungen in Deutschland 

und in der Schweiz

9294 GWh Neuproduktion dank 

Einspeisevergütungen – 85% auf der Warteliste

KEV‐System: 20200 Anlagen auf Warteliste 

4522 in Betrieb, 1855 in Bau

Wichtige Fragen bei der 

Energiestrategie 

• Versorgungssicherheit übers ganze Jahr 

• Günstige Kosten 

• Minimierung der Konflikte 

– Landschaft, Gewässer, Architektur 

• Inländische Wertschöpfung, know how 

• Technische Dynamik 

• Goldenes Ende?

Neu: Einspeisevergütungen tiefer als 

Bezugskosten: 

Verrechnungsart entscheidend für 

Rentabilität! 

• Bisher: Eigenverbrauch meistens 

toleriert aber rechtlich ungesichert 

• ab 2014 (geplant): 

zeitgleicher Eigenverbrauch erlaubt, 

Arealprinzip: 

was in einer Liegenschaft direkt 

konsumiert wird, spart den 

Bezugstarif. Nur was ins Netz fliesst, 

wird tief vergütet (oft 5‐12 Rappen) 

• Wie würde «net metering» 

funktionieren? 

Überschüsse am Tag werden 

Nachtbezug gutgeschrieben. («Zähler 

läuft rückwärts»)

Tücken der Eigenverbrauchsregelung 

Zeitgleicher Eigenverbrauchsanteil in Mehrfamilienhäusern höher 

Im Einfamilienhaus deckt 

sich die Erzeugung nur zu 

20‐30% zeitgleich mit 

dem Verbrauch. 

Im grossen 

Mehrfamilienhaus ist der 

zeitgleiche 

Eigenverbrauch viel 

grösser.* 

Das Arealprinzip bei der 

Kostenverrechnung kann 

die Rendite einer Anlage 

entscheidend verbessern. 

Grafik: Markus Hlusiak, Ann‐Katrin Gerlach, Christian 

Breyer: Übergang zu einer regionalen 

Elektrizitätsversorgung aus 100 % Erneuerbarer Energie 

am Beispiel des Allgäus, Das Solarzeitalter 3/2012 

*grösserer und zeitlich stärker 

gestreuter Verbrauch, weniger 

Dachfläche pro Einwohner

In immer mehr Ländern wird Photovoltaik vom Dach billiger als 

Strom vom Netz, wenn er direkt verbraucht wird: 

Referenzpunkt ist der Endverbraucherpreis 

Strompreis Endverbraucher 

Solare Einstrahlung

Endverbraucherpreise der Haushalte 

in der Schweiz zwischen 15 und 25 Rappen

So funktioniert net metering 

(=Zähler rückwärts laufen lassen) 

Situation heute 

Net metering 

Endverbraucher zahlen 22 Rappen, erhalten 

aber nur 7‐12 Rappen/kWh 

Endverbraucher erhalten gleich viel 

gutgeschrieben wie sie selber bezahlen. 

Zähler läuft rückwärts. 

Solarstrom ist immer Spitzenstrom. Er wird dann produziert, wenn der Verbrauch 

hoch ist, zur Tageszeit! Deshalb verdient er eine faire Entschädigung.

KEV‐Referenzpunkt ist der Grosshandelspreis. 

Anlastung von Netzkosten verteuert Solarstrom

Net metering wäre die ideale Lösung 

für Kleinanlagen 

• Net‐Metering ist eine Verrechnungsmethode. 

• Sie verbessert die Rentabilität der eigenen PV‐Anlage massiv. 

• Die Einspeisung gutgeschrieben und mit dem Eigenverbrauch 

während eines Kalenderjahres verrechnet. 

• Es werden keine Netzgebühren angelastet für Strom, der 

netto nicht ins Netz fliesst. 

• Statt nur den Grosshandelspreis von 5‐10 Rappen erhalten die 

Stromerzeuger eine Gutschrift im Wert von ca. 20 Rappen.

Weshalb ist Net Metering 

ökonomisch gerechtfertigt? 

• Solarstrom befindet sich schon beim Endverbraucher. Sein spezifischer Wert 

entspricht eher dem Endverbraucherpreis als dem Grosshandelspreis. 

• Solarstrom ist Spitzenenergie und wird am Tag (von 06 –18h), in der Zeit der 

höchsten Nachfrage geliefert. 

• Solarstrom erhöht die Reichweite der Stauseen, reduziert den Bedarf nach 

Pumpspeichern sowie die Pumpverluste, verbessert Versorgungssicherheit. 

• Auch Pumpstrom ist von Netzgebühren befreit; Pumpstrom beansprucht aber 

im Unterschied zu Solarstrom die Übertragungsnetze. 

• Bei Sonnenschein sinken dank Solarstrom die Preisnotierungen an der 

Strombörse. 

• Solarstrom entlastet über seine Preiswirkung alle Konsumenten (Merit‐Order‐ 

Effekt). 

• Dezentrale Erzeugung entlastet die oberliegenden Netze. Es entstehen 

Netzreserven und Raum für andere Stromdurchleitungen; die Netzverluste 

sinken.

CH‐Bauvorschriften: Senkung des 

spezifischen Verbrauchs um Faktor 6 

Minergie A = Selbstversorgung 

Innovation in Immobilien 

Minergie(38 kWh/m 2 /a), 

Minergie‐P (30 kWh/m 2 /a) und 

Minergie‐A (0 kWh/m 2 /a) 

Solaranlage 

Isolation 20‐35 cm 

A‐Klasse Geräte 

Isolierfenster 

3fach verglast 

Solarspeicher 

Kontrollierte Lüftung mit 

Wärmerückgewinnung 

(einziges Heizsystem!)

Die Sanierung der bestehenden Gebäude ist 

entscheidend 

Gebäudepark des Kantons Zürich 

80 

Quelle : Energieplanungsbericht 2006, Bericht des Regierungsrates über die Energieplanung des Kantons Zürich 

www.energie.zh.ch Seite 18

Schweiz verpasst Kyoto‐Ziele 

fehlende Massnahmen im Verkehrssektor – 

Gaskraftwerke würden Klimapolitik weiter verschlechtern

2. Energiestrategie 2050 des Bundesrates 

CO 2 

Verkehr* 

CO 2 

Brennstoffe 

Stromeffizienz 

Stromprod. 

& Netze 

AbkommenC 

H‐EU 

Energie 

Fukushima 

CO2‐Gesetz 2013‐ 

2020 

Energiestr. 2050 Paket 1 , 

Gesetzestufe 

Inkl. Verbot Bau neuer AKW 

Vereinfachungen div. Verfahren 

Normen KEV max. 0.9 

Rp 

Ausstiegsmotionen überwiesen 

‐ Vernehml. 

‐ Botschaft 

‐ Parlament 

‐ evt. Referendum 

KEV 1.4 + Entlast. 

Stromintensiven 

Paket 2, evt mit Ökologischer Steuerreform, in diesem Fall 

auf Stufe Verfassung, obl. Volksabst. , sonst Stufe Gesetz 

? 

Blockiert 

wegen 

Fragen Steuer 

und 

Institu‐tionen 

. 

* Fehlt auf dem Schema: Bereich Verkehrsinfrastrukturen

Neuerungen Paket 2014 

Parlamentarische Initiative 12.400 

• KEV‐Umlage steigt von 0,9 auf maximal 1,4 Rappen 

– Ermöglicht Anschluss Tausender neuer Projekte 

[Situation 2013: erst 0,45 Rappen/kWh erhobene Kostenumlage; Differenz von 0,45 Rappen war 

bisher reserviert für bereits angemeldete Projekte] 

• Einmalvergütung für kleine PV‐Anlagen < 10 kW anstelle von 

Einspeisevergütungen: max 30% der Investitionskosten 

• Recht auf Eigenverbrauch von selbst erzeugtem Strom 

• Arealprinzip beim Eigenverbrauch 

– aller Strom, der nicht ins Netz fliesst, kann als Eigenverbrauch 

verrechnet werden 

– Erzeuger spart Bezugskosten (=Energiekosten + Netzgebühr) 

• Erleichterungen für energieintensive Betriebe 

– Stromkosten > 5% der Wertschöpfung (ab 10% volle Rückerstattung) 

– Verpflichtung zur Effizienzsteigerung im Unternehmen unter Einsatz 

von 20% der Rückerstattungssumme 

– Bundesrat kann Härtefälle regeln.

Was bedeutet die Möglichkeit des Eigenverbrauchs? 

Aus der Botschaft der Nationalrats‐Kommission 

• Die Eigenverbrauchsregelung räumt den Produzenten ein Wahlrecht ein: 

Dabei geht es um die Abrechnung der Energieflüsse. 

• Die Eigenverbrauchsregelung stellt klar, dass die Produzenten wählen 

dürfen, ob sie die gesamte produzierte Energie oder nur die überschüssige 

Energie nach Abzug des zeitgleichen Eigenverbrauchs ins Netz einspeisen. 

• Dies bedeutet für die Produzenten, dass sie weniger Energie vom 

Netzbetreiber beziehen und so Strombezugskosten (Netznutzung und 

Energie) sparen, umgekehrt jedoch auch keine Einspeisevergütung für den 

selbst verbrauchten Strom erhalten. 

• Dabei werden die vom und zum Endkunden fliessenden Energieflüsse 

separat erfasst. Energie, die zeitgleich vom Produzenten (hier auch 

Endverbraucher) selbst verbraucht wird, wird zu statistischen Zwecken 

kalkulatorisch erfasst. 

• An den physikalischen Stromflüssen ändert sich im Übrigen nichts, es geht 

einzig um eine Klarstellung bezüglich der Möglichkeit zur Abrechnung der 

selbst verbrauchten Energie.

Neue Situation: Solardach im Mehrfamilienhaus 

Veränderung der Rentabilität dank Verbrauch vor Ort 

«Wenn sich ein Produzent für den Eigenverbrauch entscheidet, sind demnach rein 

„interne“ Energieflüsse bei einem Endverbraucher und gleichzeitigen 

Anlagenbetreiber aus Sicht des Netzbetreibers nicht mehr zu beachten –erst wenn 

das Netz des Netzbetreibers zwischen Produktionsanlage und Verbrauch in Anspruch 

genommen wird, liegt kein Eigenverbrauch mehr vor. 

Von „selber verbrauchen“ ist somit z.B. auch dann auszugehen, wenn mit 

Solarmodulen auf einer Mietliegenschaft Elektrizität erzeugt wird; hier liegt 

Eigenverbrauch vor, obwohl der Strom effektiv durch die Mieterschaft verbraucht wird 

und nicht –für seine eigenen Zwecke – durch den Anlagenbetreiber selbst. 

Energieflüsse zwischen Anlagenbetreiber und Konsument/Mieter betreffen nur diese 

Parteien. Bei der Abrechnung zwischen Netz‐ und Anlagenbetreiber sind einzig die 

physikalischen Energieflüsse in das und aus dem Verteilnetz massgebend und nicht 

irgendwelche bilanzierten Werte. Mit anderen Worten, die Eigenverbrauchsreglung 

gilt für den zeitgleichen Eigenverbrauch aus der Produktionsanlage.» 

Parlamentarische Initiative Freigabe der Investitionen in erneuerbare Energien ohne Bestrafung der Grossverbraucher; 

Bericht der Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates 

vom 8. Januar 2013

Massnahmen im Paket 1 (Wärme) 

• Verstärkung MuKEN (Musterverordnung Gebäude der 

Kantone) 

– Bessere Vorschriften für Neubauten 

• Ersatz Elektro‐Widerstandsheizungen 

• Gebäudesanierungsprogramm (heute 200 Mio.) 

– 300 Mio. CHF ab 2014 (beschlossen) 

– 600 Mio. CHF ab 2015 

– Beiträge an Ersatzneubauten 

• SIA 380/4 obligatorisch in Mehrfamilienhäusern 

Nachfolgeprogramm: 

ökologische Steuerreform: 

Steuern auf alle Energien, inkl. Wasserkraft mit Rückerstattung

Massnahmen Paket 1 (Strom) 

• Einspeisevergütungen für Wärmekraft‐Kopplung‐Strom 

• Deckel weg bei den Einspeisevergütungen 

– Aber: PV kontingentiert auf 600 GWh bis 2020 (höchst fragwürdig) 

– Keine KEV für Kehrichtverstromung und Kläranlagen (fragwürdig) 

• Erleichterung von Dachanlagen und Beschränkung auf besondere 

Landschaften und denkmalgeschützte Bauten. (im Raumplanungsgesetz so 

angenommen am 3.3.2013) 

• Beschleunigung der Bewilligungsverfahren für Hochspannungsleitungen 

• Verschärfung der Effizienzvorschriften, Ersatz Elektro‐Widerstandsheizungen 

• Erhöhung der wettbewerblichen Ausschreibungen für Stromsparprogramme 

auf 100 Mio. CHF 

• Bonus‐Malus‐Programme der Elektrizitätswerke zum Stromsparen 

• Verstärkung des Programms EnergieSchweiz

Massnahmen im Paket 1 (Verkehr) 

Verschärfung der PKW‐Abgasnormen: 

• aktuelle Flotte Autos über 200 g CO2/ km 

• beschlossen: 130 g CO2/km im Jahr 2015 

(Flottendurchschnitt) 

• Vorschlag Bundesrat bis 2020: 95 g/km 2020, (wie 

Europäische Union), mit Einbeziehung der Lieferwagen bei 

147 g/km 

Defizite 

• Keine CO2‐Besteuerung der Treibstoffe 

– Kompentenz im CO2‐Gesetz 2011 abgeschafft 

• zögerliche Politik bei den öffentlichen Verkehrsmitteln 

• Autobahnausbau: 2. Gotthard‐ Röhre, neue Fonds für 

Autobahnen.

Ziel 100% erneuerbarer Strom – 

weshalb so spät, weshalb Gaskraftwerke? 

Das Stromangebot gemäss Bundesrat 

Hauptkritik am Bundesrat: Warum soll die Photovoltaik erst ab 2030 zulegen? Die Preise 

sind ja bereits stark gesunken und der Eigenverbrauch mit net metering wäre überall 

rentabel 

Swissolar schlägt 12 TWh 2025 (=20%) vor, statt 11 TWh 2050 

89 

Quelle Zahlen: Vernehmlassungsbotschaft, Prognos

Programmiertes Schneckentempo beim 

BFE: Selbstblockade bei der Solarenergie? 

Erst im Jahre 2035 soll bestehende Warteliste abgearbeitet sein. Weshalb?

Verbrauch 

Primärenergie 

Wirkung Massnahmenpaket 1 (Vernehmlassung) 

24% 

32% 

46% 

58% 

72% 

49% 

Anteil an 

Erneuerbares 

Anteil 

Erneuerbare 

Quelle Zahlen: Vernehmlassungsbotschaft, Prognos 

«Neue Energ‐pol » = mit den weitergehenden 

Massnahmen

Energieverbrauch nach Verwendung 

Zukunft gemäss Vernehmlassungsentwurf 

Szenario Bundesrat 

Energieverbrauch nach Verwendungszweck: Raumwärme und Mobilität mit grösstem 

Rückgang des Verbrauches, ebenso rückläufig: Prozesswärme 

92

Energieverbrauch nach Verwendung 

Zukunft gemäss Bundesrat Vernehmlassungsentwurf 

Szenario Bundesrat 

Energieverbrauch nach Verwendungszweck: Raumwärme und Mobilität mit grösstem 

Rückgang des Verbrauches, ebenso rückläufig: Prozesswärme und Beleuchtung 

93

2. Teil 

I 

II 

III 

IV 

V 

VI 

VII 








Langjährige Trends im Kraftwerksbau 

Kraftwerke mit 

erneuerbaren 

Energien

Neu‐Installationen von Kraftwerken in Europa: 

71% der Leistung = erneuerbare Energie (2011)

Handlungsoptionen nach Fukushima 

Verlängerte Laufzeiten 

alter Atomkraftwerke 

Position der 

ehemaligen 

Monopolisten 

Neue Gaskraftwerke 

und neue grosse 

Wasserkraftwerke 

Gesetzliche 

Rahmenbedingungen 

Position der 

neuen 

Anbieter 

Rascher Wechsel auf 

erneuerbare 

Energien und 

Effizienz

Zeitbedarf für neue AKWs ‐ Rückkehr 

deshalb wenig realistisch

Drei Szenarien: 

drei 

unterschiedliche 

Antworten

Ersatzbedarf und Potentiale CH

Szenario 

solar & effizient

Szenario 

europäisch vernetzt

Szenario binnenorientiert mit Gas

CH: Genug Reserveleistung –CH braucht keine Gaskraftwerke, 

kann wind‐ und sonnenarme Zeiten gut überbrücken

Stauseen erleichtern Integration 

von Wind‐ und Sonnenstrom 

Speicherentnahmen 

Integration von Wind‐ und 

Sonnenstrom ist ohne 

Mehrkosten möglich 

• dank bestehenden grossen 

Leistungsreserven in der 

Schweiz und in Europa 

(CH 12 GW, Europa 96GW 

Wasserspeicher) 

• Dank Ausbau der Netze 

• Dank Ausbau der 

Pumpspeicher (Spanien, 

Schweiz, Deutschland, 

Norwegen usw.) 

• Dank neuen Speichern (E‐Gas) 

und fossilem Backup (Erdgas) 

Grafik: CH Elektrizitätsstatistik 

Zu jeder Tages‐ und Jahreszeit 

• schont Wind‐ und Solarstrom die 

Entnahme von Reserven aus den 

Speicherseen (hellblau) 

• verbessert die Versorgungssicherheit 

• ersetzt Kohle‐, Gas‐ oder Atomstrom

Leistungsprofil im Sommer, mit 18 

TWh Solarstrom jährlich 

Umkehrung der Speicherzyklen! 

Speicherkraftwerke produzieren am Abend und in der Nacht 

Pumpspeicher pumpen am Tag (Sommerzyklus, PV‐Maximum)

Schweizer Lastkurve heute: 

Importe bei Nacht und im Winter

I 

II 

III 

IV 

V 

VI 

VII 








Einspeisevergütungen Deutschland 1990‐2010: 

von 3% auf 25% sauberen Strom (50% bis 2020?) 

40000 

30000 

20000 

Windenergie 

Start 

1991 

10000 

0 

1990 

1992 

1994 

1996 

1998 

2000 

2002 

2004 

2006 

2008 

2010 

2020: 39‐47% oder 

mehr (Schätzung) 

1990 

3% 

2012/7 

25%

Deutsche 

Vollversorgung mit 

Ökostrom bis 2030 

praktisch vollzogen 

Entwicklung der Stromerzeugung 

2010‐2030 (SRU 2011) 

Zusammensetzung der 

Stromerzeugung im Jahresverlauf

Neuer Solarstrom im Winter/Frühjahr 

wertvoller als neue Wasserkraft 

Quelle: Nordmann/Remund 2012

Ausgleichseffekte dank Vernetzung verschiedener 

Erzeugungsregionen: Beispiel Windkraft

Prognosegenauigkeit wird besser 

wichtig für Netzstabilität, Stromhandel, Reservekraftwerke 

Prognosegenauigkeit steigt mit 

wachsender Zeitnähe B, Lange/ISET 

Produktionsprognosen 

‐‐‐‐ 24 Stunden im Voraus 



‐‐‐‐ Effektive Produktion 

90 % Prognoseintervall

Wetterabhängige, fluktuierende Ressourcen: erprobte 

Strategien für Versorgungssicherheit und Netzintegration 

1. Vernetzung (schafft Überschüsse dorthin, wo sie Verwendung finden) 

2. Diversifikation der Herkunftsregionen über mehrere Wetterzonen 

(sorgt für Ausgleichseffekte) 

3. Diversifikation der Technologien 

Wind, Sonne, Wasserkraft, Biomasse, Geothermie Ausgleichseffekte dank unterschiedlichem 

Profil 

4. Nutzung bestehender Leistungsreserven 

Speicherseen, Pumpspeicher, Biomasse‐WKK, Batterien 

5. «Smart grids» 

6. In Notfällen: Zuschalten von fossilen Reserven 

‐ Bestehende Gaskraftwerke 

‐ 50‐100 GW eingemottete Kohlekraftwerke in Europa (Beibehalten einer Notereserve 

Diversifikation und Dezentralisierung verbessern 

Versorgungssicherheit & schaffen einheimische Wertschöpfung

Gleichmässigere Winterproduktion dank offshore Windenergie 

Onshore: 1500‐3000 Volllast‐Stunden / Offshore: 2500‐4500 Volllast‐Stunden 

Nordsee: nur etwa 10% der Jahreslaufzeit herrscht Windstille 

Horns Rev, West‐DK 160 MW, ca. 600 GWh, Kap.faktor 45% 

Nysted, Kattegat, DK, 165,6 MW, 480 GWh, Bauzeit 81 Tage! Kap.faktor 36% 

1 Windfarm = Strom für 200‘000 Haushalte

ABB: neue 2000‐km‐ 

Ultrahochspannungsleitung 

7 GW Leistung = 7 mal Leibstadt 

Kapazität: 7200 MW 

(Schweizer Höchstleistung 6864 

MW, Winter 2009) 

Quelle: ABB 

Vorteile: weniger 

Verluste, kein 

Elektrosmog (keine 

Induktion)

China baut Dutzende neuer 

Leitungen bis 2020

Vernetzung mit Gleichstromleitungen: 

grössere Reichweite, kleinere Verluste 

Unterwasserkabel: 

Stand de Technik 

The benefits of grids: 

• Balancing power over 

several markets 

• Access to new resources 

• Access to existing storages 

(e.g. pump storage) 

• Access to excess power in 

other areas 

Gleichstromleitungen Nord‐Süd 

im Bundesnetzplan 2012

Stromdrehscheibe bisher 

operierte mit Wasser‐, 

Atom+Kohle‐Strom 

Heute: französischer Atomstrom und 

deutscher Kohlestrom wird in der Schweiz 

zwischengelagert bzw. veredelt und nach 

Italien weitergeliefert. 

Stromdrehscheibe morgen 

operiert mit 

Wind‐, Wasser‐ +Sonnenstrom 

Morgen: europäische Wind‐ und 

Solarstrom wird in der Schweiz 

zwischengelagert bzw. veredelt und 

nach ganz Europa weitergeliefert.

Engpässe im Schweizer Stromnetz

Ausbaupläne für das strategische 

Schweizer Stromnetz

I 

II 

III 

IV 

V 

VI 

VII 



Potentiale 



Versorgungssicherheit im 

Monatsprofil 


Monatsprofile: Wind, Wasserkraft und Sonne 

[Flachland/alpin] können sich sehr gut ergänzen 

Zur Vermeidung 

von Überschüssen 

und Defiziten sollte 

man über die Höhe 

der 


en den 

Kraftwerkspark 

steuern 

Jan Feb März April Mai Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dez 

Wasser‐Laufkraftwerke CH 2006‐2010 5% 4% 6% 8% 12% 13% 13% 12% 9% 7% 6% 6% 

Wasser‐Speicherwerke CH 2006‐2010 8% 8% 7% 6% 8% 10% 11% 10% 9% 8% 8% 8% 

Windkraft BRD, 13 Jahre Durchschnitt 13% 11% 12% 7% 6% 5% 5% 4% 7% 9% 9% 12% 

Solar Flachland 11 Anlagen, 41 Betriebsjahre 3% 5% 8% 12% 12% 13% 14% 12% 10% 7% 3% 2% 

Solar alpin, 2 Anlagen, 23 Jahre 8% 9% 10% 11% 9% 9% 8% 8% 9% 8% 7% 5%

Grosse Netzreserven der Stromdrehscheibe CH 

Transitstrom ist 130% des CH Verbrauchs 

Schweizer 

Importe/Exporte höher 

als Eigenverbrauch 

(El.‐Stat 2011)

(Atom‐ + Kohle‐)Stromimporte haben Tradition – 

werden durch Windstromimporte ersetzt 

Beteiligungen und Bezugsrechte an fossilen 

Kraftwerken 

Atomstrom‐Bezugsrechte ‐ 

verschiedene Konsortien

Sinkende Exporte ‐ steigende Importe 

vor allem im Winter 

Sinkende Exporte ‐ steigende Importe 

Schweiz. Elektrizitätsstatistik 

Höhe der Stromimporte im Monatsprofil 

in Prozent vom Verbrauch

Neue Pumpspeicher dienen 

nur dem Ausland: 

Schweizer Stromwirtschaft 

investiert 5 Milliarden ‐ 

verdiente lange sehr gut

Neue Pumpspeicher brauchen nicht 

zwingend neue Becken

Solar home systems: kleine Speicher in 

hoher Zahl netztechnisch vorteilhaft

Starkes Marktwachstum der solar 

home systems erwartet (Samsung)

Wichtig: 

In vielen Ländern besteht ein 

grosser Bedarf nach 

Speichern und 

Netzintegration. 

Die Schweiz hat aber bis auf 

weiteres kein 

Speicherproblem und sollte 

besser in neue Kraftwerke 

statt in Speicher investieren. 

Alle nötigen Speicher 

(Stauseen) sind schon da, um 

eine grosse 

Solarstromerzeugung zu 

ermöglichen. 

Die zeitliche Verschiebung der 

Stromerzeugung vom Mittag 

in den Abend ermöglicht in 

der Schweiz eine weitgehend 

verlustfreie Integration von 

Solarstrom.

Alternative zu Pumpspeicher: synthetisches Methan 

Nutzung der Gasnetze möglich ‐ Nachteil: höhere Verluste

Energiespeicher: 

Techniken, Leistung, Wirkungsgrad 

Quelle: IEA: Variability of Wind Power and other Renewables, Paris 2005 S:27

Wärme & Mobilität als Speicher für erneuerbare Elektrizität : 

80‐270 % Wirkungsgrad (Verbrennungsmotoren heute 18‐25% ) 

04.03.2013 135 

135

Beispiele elektrische Mobilität 

Nissan Leaf 

E‐Bikes 

04.03.2013 136 

136

04.03.2013 137

So funktioniert ein intelligentes Netz 

(«smart grid») 

Bringt saubere Energien zu den Konsumenten und steuert den Verbrauch, wo dies möglich ist 

(zB. Ein‐ und Ausschalten von Boilern, Heizungsspeichern, Kühlanlagen, Waschmaschinen usw.)

Preiseinbrüche am Spotmarkt 

Beispiel 16. Juli 2011

Folge der Einspeisevergütungen: 

Strompreise sinken

Strompreise auf Tiefststand 

(Strompreis Futures CAL 13) 

23.Juni 2012 

4,7 €‐Cent/kWh 

Baseload 2013

Tagespreis sinkt unter den Nachtpreis 

Beispiel: Strombörse EEX, 7.3.2012

Market Clearing Price Germany 

Sunday August 8, 2012

Dank sinkenden Kosten entstehen 

neue selbsttragende Märkte 

30 

Rappen 

pro kWh 

25 

interessanter Teilmarkt für 

Gemeinde‐ und Stadtwerke: 

PV‐Freiflächenanlagen 

interessanter Teilmarkt 

für Kleinverbraucher: mit 

Dachanlage mit net 

Kleinverbraucherpreis (Tagestarif inkl. 

20 

15 

Windfarmen: 

Anfangsinvestitionen nur 

dank Einspeisevergütungen 

rentabel für Investoren 

Lebenszyklus‐ 

Kosten 

rentabel für 

Konsumenten 

dank meritorder‐Effekt 

10 

Grosshandelspreis 

5 

0 

Solar PV 

Freistehend 

>1000kW 

solar PV 

angebaut 

< 100 kW 

solar PV 

Integriert 

< 30 kW 

Windenergie 

EU onshore 

Windenergie 

EU onshore 

abgeschrieben 

Windenergie 

EU offshore 

Windenergie 

EU offshore 

abgeschrieben 

Wasserkraft 

abgeschrieben

Keine Investitionen mehr ohne Einspeisevergütungen 

–in Märkten ohne KEV wird nicht investiert 

• EU‐Ziel: Ausbau der erneuerbaren Energien. EU‐weit gelten Einspeisevergütungen 

oder ähnliche Instrumente. 

• Wirtschaftliche Folge: Die Energiepreise sinken auf ein Niveau, das nur noch die 

variablen Kosten deckt; die Netzgebühren steigen, um die KEV zu finanzieren. 

• In Ländern ohne Einspeisevergütungen wird nicht mehr investiert.

Der Merit‐Order‐Effekt 

erneuerbare Energien drücken den Strompreis nach unten 

Sinkende Nachfrage verbilligt den Strom 

Merit order in Deutschland

Geschäftsmodell für Gemeinden und 

Methode Chance Risiko Bewertung 

1. Kauf von Herkunftsnachweisen 

Gemeindewerke 

steigert 

Qualitätsbewusstsein 

reiner Abtausch von 

Atomstrom mit 

Wasserkraft ohne 

Mehrwert 

Als isolierte Aktion nicht 

empfohlen 

2. Bau von neuen 

Kraftwerken mit 

erneuerbaren Energien 

aus eigenen Mitteln 

echte Umstellung auf 

sauberen Strom 

anfängliche Mehrkosten 

können nur mit KEV 

überwälzt werden 

empfohlen 

3. Erwerb von örtlich 

erzeugtem sauberem 

Strom 

echte Umstellung auf 

sauberen Strom + lokale 

Wertschöpfung 

Mehrkosten können nicht 

überwälzt werden 

empfohlen 

Kombination 

1+2+3 

sauberer Strom inkl. 

Saubere Investitionen ohne 

Verschlechterung der 

Wettbewerbsposition 

regulatorisches Risiko: zB. 

Gesetzgeber deckelt 

Einspeisevergütungen 

empfohlen

Kauf neuer 

Kraftwerke 

unter KEV‐ 

Regime 

KEV‐Abgabe 0,9 Rappen/kWh 

KEV Fonds 

Wind/Solarfarm: Stadtwerk = Eigentümer 

Z 


€ 

Örtliches Netz am 

Standort 

Z 

Strombörse EEX 

CHF 

Stadt‐ oder Gemeindewerk: 

Verbrauch zertifiziert 100% erneuerbar und 

Eigenproduktionsquote 100% erneuerbar 

Z 

Verschränkte 

vertikale 

Integration 

Gewinnausschüttung 

Kapitaleinlage

Kombination von Bezügen aus 

alten und neuen Kraftwerken 

Produktionsseitig: 

welcher Strom wird finanziert? 

• Bau eigener neuer EE‐ 

Installationen 

• Nutzung der vorhandenen 

Fördermechanismen 

• Einspeisevergütungen 

• Herkunftsnachweise 

• Direktbezug erst nach 

durchschrittener 

Abschreibung /Ende KEV 

• Ziel: finanzielles Optimum 

inkl. Aufstockung EE ohne 

Aufpreis für Kunden 

Alte Wasserkraftwerke 

kWh 

CHF 

Neue 

Kraftwerke 


Örtliches Netz 

Strombörse EEX 

KWh + grüne Zertifikate 

Abgeschriebene 

Kraftwerke ohne KEV 

Täglicher IBA‐Verbrauch: 

zertifiziert 100% erneuerbar und zu 100% 

aus erneuerbaren Kraftwerken

Ende 

EXTRA – FOLIEN

10 Vorwürfe und zehn Entgegnungen (I) 

Vorwürfe aus : Bulletin 6s/2011 VSE und Electrosuisse, Seite 12 

Willy Gehrer, Präsident von Electrosuisse, und Kurt Rohrbach , Präsident VSE, äusserten sich an der 

Generalversammlung der beiden Verbände vom 5. Mai 2011 wie folgt: 

1. erneuerbare Energien produzieren Strom 

„stochastisch“; sie vermögen keine 

Bandenergie zu liefern. 

2. Diese stochastische Stromerzeugung 

müsse zwischengespeichert werden. 

3. Ohne neue Speicherkraftwerke sei dies 

nicht machbar. 

4. Die Zwischenspeicherung sorge für einen 

„Verlust von ca. 15% der Energie“, der 

zusätzlich produziert werden müsse. 

5. Die Einspeisung von erneuerbarer Energie 

über viele kleine Anlagen bedinge „eine 

massive Verstärkung des heutigen 

Verteilnetzes“ und erschwere die 

Netzregulierung. 

1. «Bandenergie» wie sie Atomkraftwerke liefern, führt zu 

Überschüssen in der Nacht und im Sommer, deren Verwertung 

Kosten nach sich zieht. Zur sicheren Versorgung benötigen wir 

nicht Bandenenergie sondern variable, lastgerechte , verfügbare 

Leistung. 

2. Sonne und Wind liefern ihren Strom meistens «richtig», nämlich 

zu Zeit der höchsten Nachfrage: Wind im Winter, Sonne 

zwischen 8 und 16 Uhr. Beide reduzieren die Entnahme aus den 

Speicherseen. Deshalb muss Windenergie und Solarstrom an 

Werktagen nie zwischengespeichert werden. 

3. Weil nichts gespeichert wird, braucht es für den Schweizer 

Bedarf keine neuen Speicherkraftwerke. Wenn es sie bräuchte – 

zum Beispiel an sonnigen & windigen Wochenenden –dienen sie 

Exportzwecken. Der monatliche Spitzenbedarf beträgt in der 

Schweiz selbst verbrauchsstärksten Monat nur 75 Prozent der 

verfügbaren Spitzenleistung. 

4. Weil nichts gespeichert wird, gibt es auch keine 

Speicherverluste. Der Vorwurf ist haltlos. 

5. Die Einspeisung von erneuerbaren Energien erfolgt dezentral 

und erfordert keine oder eher kleine Netz‐Investitionen, da die 

Netzanbindung zB. von Dächern schon vorhanden ist. Auch für 

Windturbinen und dezentrale Wasserkraftwerke ist der Weg zur 

nächsten Mittelspannungsleitung in der Regel kurz.

10 Vorwürfe und 10 Entgegnungen(II) 

6. Kraftwerke mit erneuerbaren Energien haben eine 

geringe Auslastung (Kapazitätsfaktor). Sie beträgt 

bei der Solarenergie 900 Stunden und bei der 

Windenergie ca. 2000 Stunden pro Jahr. 

Entsprechend höher seien die Leistung und die 

Kosten, der neu installierten Leistung 

7. Die Umstellung auf erneuerbare Energien 

verstärke die Auslandabhängigkeit. 

8. Klein‐Wasserkraftwerke führen zu 

Landschaftseingriffen. Generell –also auch bei der 

Windenergie und bei Freiflächen‐ 

Solarstromanlagen –fehle die Akzeptanz der 

Bevölkerung. 

9. So oder so sei mit sehr hohen Kosten zu rechnen, 

mit dramatischen Eingriffen in die Landschaft und 

einer sehr langen Umsetzungsdauer. 

10.Wenn wir Strom importieren wollten, müssten wir 

rasch mehrere Höchstspannungsleitungen bauen. 

Das sei «mit den heutigen Verfahren nicht in 

vernünftiger Frist» zu machen. 

6. Einspeisevergütungen werden nur für die real 

produzierte Energie (kWh) bezahlt. Die Auslastung 

ist –wenn überhaupt ‐ das Problem des Investors. 

Man wird einem Auto auch nicht vorwerfen, es sei 

nutzlos, wenn es nicht 24 Stunden pro Tag mit 

Höchstgeschwindigkeit in Betrieb ist. Es muss vor 

allem kostengünstig und funktionstüchtig sein. 

Wind und Sonne haben diesen beweis erbracht. 

7. Auslandabhängig werden wir nur, wenn wir Windund 

Solarstrom importieren. Die neuen Kapazitäten 

sind aber im Inland geplant. Uran, Benzin, Heizöl, 

Gas und Kohle sind zu 100% importiert. 

8. Die Akzeptanz von Solaranlagen ist hoch. Weshalb 

nicht vorrangig die Dächer nutzen? 

9. Die Eingriffe sind bei umsichtiger Planung 

vertretbar und mehrheitsfähig. 

10. Für die französischen Atomstromimporte wurden 

Auslandverbindungen bereits erstellt. Die Frage ist, 

ob die Atomenergie diese Leitungen weiterhin 

exklusiv nutzen soll. Die EU bestreitet dies.

CH: KEV‐Deckelung und 

Bewilligungsverfahren behindern Ausbau 

Im Gesetz finden sich neben dem generellen „Kostendeckel“ von 0,9 Rp./kWh 

noch weitere Beschränkungen: 

• Keine einzelne Technik – Biomasse, Geothermie, Windenergie und 

Solarenergie und darf mehr als 30% der Mittel beanspruchen (Wasserkraft 

max. 50%) . 

• Für die Photovoltaik wurden anfänglich nur 5%, ab 2011 10% der Mittel 

freigegeben. Erst mit fortschreitender Kostensenkung (Mehrkosten unter 

30 Rp./kWh) darf sie höhere KEV‐Mittel beanspruchen (ab 2012 20% der 

gesamten von ca. 450 Mio. Franken). Doch wenn neue Mittel für die PV frei gegeben 

werden sind die verfügbaren Mittel oft von anderen Techniken 

ausgeschöpft. 

Minimale 

Degression 

gemäss Gesetz 

Gesetzliche 

Absenkpfade 

Vergütungsdauer 

/ Jahre 

Wirksam 

ab 

PV 25 ‐8% 2010 ‐18% 

Windkraft 20 ‐1.50% 2013 ‐1,5% 

Biomasse 20 0% 2010 0% 

Geothermie 20 ‐0.50% 2018 0% 

Klein‐Wasserkraft 25 0% 2010 0% 

Tatsächliche bisherige 

Degression pro Jahr

Bei Betriebsbeginn haben neue Kraftwerke meist 

Gestehungskosten über dem Marktpreis 

– Hohe Zinsbelastung, hoher Abschreibungsbedarf 

– Kleine Betriebskosten (Versicherung und Unterhalt) 

– Keine Brennstoffkosten 

Im Goldenen Ende können hohe Gewinne entstehen (Nach 

Abschreibung aller Investitionen bleiben nur variable Kosten) 

– Wind, Sonne und Wasserkraftwerke sind Preisnehmer, sie 

spielen dann die Marktpreise ein 

– Es gilt der Merit order Effekt: billigste Kraftwerke zuerst! 

– Ist das Netz voll mit Wind‐ und Solarstrom, sinkt der Preis auf 

null 

Altanlagen eignen sich nicht als Referenz für Neubauten 

– Alte Wasserkraftwerke produzieren für 3‐5 Rappen 

– alte AKWs produzieren für 5‐10 Rappen pro kWh (ohne 

externe Kosten) 

– Die EDF verlangt aber für neue AKWs in GB 25,2 Rappen 

Einespeisevergütung (The Times, 15.Juli 2012) 

Ohne Gewinnperspektive wird nicht investiert 

– Anreize sind notwendig: Einspeisevergütungen oder 

Zertifikate 

– Zertifikate‐Lösungen sind teuer und funktionieren nirgends 

befriedigend 

Das «Vertrauen in den Markt» führt nur zum Bau neuer 

Gaskraftwerke 

– Gaskraftwerke beinhalten hohe Preis‐Risiken und 

Abhängigkeiten mit unsicheren langfristigen Kosten 

– 60% Kosten sind Brennstoffkosten, ein Gaspreisanstieg bringt 

sofort eine Kostenexplosion 

– Die Gasförderung in der EU ist rückläufig 

– Weit entfernte Lieferländer bergen Versorgungsrisiko 

– Die CO2 Ziele werden nicht erreicht 

Von Kosten und 

Preisen 

Über den ganzen Lebenszyklus 

betrachtet sind Wind‐ Solar‐. Und 

Wasserkraftwerke die billigsten 

Energiequellen. 

Aber sie weisen höhere 

Anfangskosten auf

Weshalb Einspeisevergütungen den 

anderen Instrumenten überlegen sind 

• Empirische Erfolge 

– Verbreitung von EE wurde effizient vorangetrieben, 

– Kontinuität des Rechtsanspruchs verschaffte Herstellern innovatives Umfeld. 

– Gestehungskosten für neue Techniken wurden wirksam gesenkt 

• Verursacherprinzip. Einspeisevergütungen kommen nicht aus Staatskasse, 

sondern werden über Strompreis verursachergerecht finanziert. 

• Wettbewerb. Neue Anbieter können in den Markt eintreten. 

– Die Investitionsgüter werden in einem hoch kompetitiven Markt beschafft. 

– Anders als bei Ausschreibungen bestehen keine protektionistischen Strukturen. 

– Strommarkt wird entmonopolisiert. 

• Tiefe Markteintrittsschwelle. 

– Dank allgemeinem Rechtsanspruch können auch private Investoren Strom anbieten. 

– Dadurch steigt die Versorgungssicherheit. 

• Entschädigung ist kosten‐ und ressourcengerecht. Auch Kraftwerke mit 

kleiner Leistung oder (noch) teurere Techniken werden entschädigt. 

• Mit einer Quote werden einheimische Potentiale nicht erschlossen, die etwas teurer sind als der Marktpreis 

inkl. Zertifikatepreis. Die Photovoltaik bleibt als grösste einheimische Ressource ungenutzt.

Weshalb Einspeisevergütungen 

überlegen sind (2) 

Einheimische Wirtschaftsimpulse. Einspeisevergütungen behalten das Geld im 

eigenen Land. Sie stärken Stromerzeugung vor Ort, schotten den Markt 

hinsichtlich der Hardware (Kraftwerk‐Equipment) nicht ab. 

„Bankability“. Einspeisevergütungen erleichtern die Finanzierung neuer 

Projekte. Sie liefern eine gesetzlich festgelegte, hohe Vergütungssicherheit. 

Selbst Kleininvestoren können auf dieser Basis Hypotheken oder günstige Kredite 

erhalten, was bei anderen Fördermodellen nicht der Fall ist. 

Langfristige Planbarkeit. Gesetzliche Einspeisevergütungen gelten für viele 

Jahre. Dies erleichtert es Investoren, vor Ort eine erneuerbare Energien‐Industrie 

aufzubauen und die Planungen langfristig anzugehen. So gelingt es, Erfahrungen 

zu sammeln und die Kosten zu senken. 

Technischer Fortschritt. Lernkurve wurde beschleunigt und es kam zu 

Kostensenkungen, was wiederum die Absenkung der Vergütungen beschleunigt 

und die Konsumenten entlastet hat. 

Merit order‐Effekt. Bei Sonnenschein sinken die Preisnotierungen an der 

Strombörse. Solarstrom entlastet über seine Preiswirkung alle Konsumenten.

Probleme mit Investitionszuschüssen 

• Reale Produktion bleibt unberücksichtigt. 

• Langlebigkeit der Anlage wird nicht belohnt. 

• Gefahr von «build and run» 

– Unausgereifte Techniken (weisse Elefanten) 

– fehlender Unterhalt 

– Keine Professionalisierung 

• Sehr häufig stop‐and‐go‐Zyklen

Probleme mit Quoten 

• Mit Quoten sind Ausbaukontingente von Anfang an limitiert 

– Quote = Deckel, mögliches Umstiegstempo wird gedrosselt 

– verursacht teure Stop‐and‐go‐Zyklen, verteuert und gefährdet Umstieg 

– Das bei Einspeisevergütungen offene System wird zum Oligopol mit wenigen Anbietern 

• Fehlende Vergütungssicherheit und Mitnahmeeffekte verteuern Projekte 

– Einheitlicher Zertifikatepreis sorgt für hohe Mitnahmeeffekte = unnötige Verteuerung 

– Zertifikate‐Preis hängt von Regulator, Verbrauchswachstum und anderen Geboten ab 

– Banken und Investoren erheben hohe Risikozuschläge wegen Preis‐Unsicherheit; Folge: 

Nur marktbeherrschende Konzerne investieren, weil als einzige kreditwürdig. Oder: Banken 

verweigern Kredite (Folge der Finanzkrise). 

– Kleine Investoren können verbrauchernahe, dezentrale Kraftwerke nicht realisieren; 

Ausschluss von Projekten im Versorgungsgebiet zugunsten von billigeren Projekten 

«irgendwo», mit unbekannten, externalisierten Netzkosten. 

• nur kostengünstigste Techniken und Standorte sind wettbewerbsfähig. 

– Innovationen in neue, teure Techniken mit sinkenden Kosten finden nicht statt. 

– Starke Konflikte um Nutzungsrechte an First‐best‐Standorten (Häufig Schutzgebiete) 

– Second‐best ‐Standorte sind nicht wettbewerbsfähig, zahlreiche Dachflächen von Anfang 

an «unwirtschaftlich», weil Netzersparnisse nicht in die Berechnung eingehen.

Weniger Mitnahmeeffekte bei 

Einspeisevergütungen 

A 

D 

E 

B 

C 

Einspeisevergütungen berücksichtigen 

die Gestehungskosten einer Technik, 

indem sie über Höhe und Laufzeit der 

Vergütung die Standortqualität genau 

so berücksichtigen, dass die Kosten 

gedeckt werden, aber nicht mehr. 

Mehrkosten der Quote = Fläche ABCD 

Marktpreis = blaue Linie pc 

Mehrkosten Einspeisevergütungen = 

Fläche ECB 

Quoten geben jedem Einspeiser ein 

Zertifikat pro kWh, das unabhängig von 

den Gestehungskosten immer gleich 

viel wert ist. Die Hersteller mit 

überdurchschnittlich guten Standorten 

realisieren Differenzialgewinne (graue 

Fläche). Die Gesellschaft trägt höhere 

Kosten als bei Einspeisevergütungen. 

Benefits for Central and Eastern European (CEE) economies from the cooperation mechanisms in the RES‐ 

Directive , Dr. Mario Ragwitz, Fraunhofer Institute for Systems and Innovation Research, 8th Inter‐ 

Parliamentary Meeting on Renewable Energy and Energy Efficiency November 7th 2008

Quoten sind teurer – empirische 

Beweise gibt es 

Land 

installierte 

Leistung 

Vergütung total in 

Eurocents/kWh 

System 

Ireland 1631 6.8 Einspeisevergütungen 

Denmark 3871 7.1 Einspeisevergütungen 

Portugal 4083 7.4 Einspeisevergütungen 

Spain 21674 7.8 Einspeisevergütungen 

France 6800 8.2 Einspeisevergütungen 

Germany 29060 8.9 Einspeisevergütungen 

Switzerland 37 11.5-17.9 Einspeisevergütungen 

UK 6540 10.8 Quota 

Poland 1616 11.4 Quota 

Belgium 1078 14.2 Quota 

Italy 6747 14.9 Quota

Hohe Volatilität der Zertifikatepreise 

• Regulierte CO2‐Reduktionen hätten Bedarf nach Zertifikaten erzeugen sollen 

• Es wurden von Anfang zu viele Zertifikate ausgegeben 

• Fehlende Preissicherheit führte zu unsicheren Kalkulationsgrundlagen für 

Alternativen, wenig oder gar kein Leunkungseffekt war die Folge 

• Begünstigung der Kohle und der Altanlagen durch Gratiszuteilungen, 

überproportionale Zuteilungen

100 Prozent erneuerbar - so funktioniert die ... - Greenpeace

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