Szenarien für die Schweizer Stromzukunft · Dr. Almut Kirchner Vincent Rits Prognos AG Zürich,...

Dr. Almut Kirchner

Vincent Rits

Prognos AG

Zürich, 31.08.2007

Fachtagung der Schweizerischen Energie-Stiftung SES, Zürich

Szenarien für die Schweizer Stromzukunft

Energieperspektiven Schweiz 2035 des BFE

2© Prognos AG

Projektanlage Energieperspektiven SchweizA

gen

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Agenda/Inhaltsübersicht

Szenarienanlagen

Angebotsvarianten

Ergebnisse

Interpretation

3© Prognos AG

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Energieperspektiven: Was und warum?

Langfristige Entwicklung und Entwicklungsmöglichkeiten des Energiesystems

Beurteilungsgrundlagen für– Sicherheit, Versorgungssicherheit, Verfügbarkeit– Wirtschaftlichkeit, volkswirtschaftliche Auswirkungen– Umweltauswirkungen– Generationengerechtigkeit, Nachhaltigkeit

Notwendigkeiten, Möglichkeiten, Grenzen staatlicher Interventionen

Differenzen zwischen der voraussichtlichen Stromnachfrage und der Entwicklung des heimischen Kraftwerksparks

Umgang mit den Zielkonflikten

Grundlage für Energiestrategie des Bundes

4© Prognos AG

Met

ho

dik

Energieperspektiven: Arbeitsprogramm und Methodik

Szenarien mit Zeithorizont bis 2035 („Vision“ bis 2050)

Modellgestützt: sektorale Bottom-up-Modelle (Energiesystemmodelle)– Private Haushalte, Gewerbe Handel Dienstleistungen, Industrie, Verkehr– Kraftwerkspark

Szenariendefinition, Sensitivitäten

Auswertungen nach verschiedenen Kriterien:– Energieträgermix– Umweltwirkungen– Versorgungssicherheit, Abhängigkeit

Politische Massnahmen und Instrumente

Laufzeit: ca. 3.5 Jahre

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Prozessorganisation

Modellrechnungen

PHH

GHD

Ind

Verk

KWP

Koord

UVEK - BFE

Begleitgruppe22 Sitzungen Wissenschaft

Verbände Energie

Technik, Energie-agenturen

Anlagen-technik, Energie-forschung

Forum10 SitzungenParteien

Wirtschaftsverbände

Umwelt-verbände

Verbraucher-schutz

Prognos AG

CEPE

Prognos AG

Infras AG

Basics AG

vw-CGEecoplan

PR

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ES

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team

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Die Teams

Basics AGDr. Walter BaumgarterOrsolya Ebert

CEPEDr. Bernard AebischerGiacomo Catenazzi

EcoplanAndré MüllerDr. Frank Vöhringer

Infras AGMario Keller

Prognos AGPeter Hofer (PHH) Vincent Rits (Elektrizität) Dr. Almut Kirchner (Koordination und Elektrizität)

BFEMartin Renggli (Leitung)Dr. Felix AndristDr. Michel PiotThomas Volken

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init

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Szenariendefinition

Grundszenarien

I „Energiepolitik weiter wie bisher“ (Referenzentwicklung)

II „Verstärkte Zusammenarbeit“

III „Neue Prioritäten“

IV „Wege zur 2000-Watt-Gesellschaft“

Elektrizitätsangebot

Kernkraft

Erdgas-Kombikraftwerke

Dezentral - fossil

Regenerativ

Importe

Mischungen

Sensitivitäten

BIP hoch

Preise hoch

Klima wärmer

KKW-Laufzeiten

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Szenarienanlage I

I – „weiter wie bisher“

EnergieSchweiz 45 Mio p.a.

Kantonale Globalmittel 40 Mio. p.a. Regenerative und Effizienz

Initiativen von Energiedienstleistungsunternehmen

„15-Räppler“

Ordnungsrecht im Baubereich

EnergieEtikette auf Elektrogeräten, evtl. Fahrzeugen

Vereinbarungen mit den AutoimporteurenEffizienzverbesserungen der Neuwagenflotte

„Historisch“: Ib mit CO2-Abgabe auf Brenn- und Treibstoffen

9© Prognos AG

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Szenarienanlage II

II – „Verstärkte Zusammenarbeit“

CO2-Abgabe auf Brennstoffen, 35 CHF/t (ca. 9 Rp / l Heizöl EL)

Zielvereinbarungen Wirtschaft (mit „Drohkulisse“)

Kooperation zwischen Branchen und Verbänden (z.B. Energiewirtschaft mit Banken)

Least cost planning

Stärkere Agenturarbeit, Transaktionsinstrumente

„Klimarappen“ – 70 Mio. CHF/a für Brennstoffeffizienz

„Stromrappen“ – 50 Mio CHF/a für Stromeffizienz

330 Mio. CHF p.a. für neuen Regenerativ-Strom (Netzumlage, bis 0.6 Rp/kwh)

Ergebnis: Wie weit kommt man mit verstärkter Ausschöpfung betriebswirtschaftlich rentabler Massnahmen?

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Szenarienanlage III

III – „Neue Prioritäten“

Zielszenario: - 20 % EEV p.c. bis 2035, -20 % CO2 bis 2035,Ziele für Anteil Regenerative an Wärme, Treibstoff, Strom

Methode: – Best practice in allen Bereichen – Schnelle, aber stetige Diffusion– Reduktion Umsetzungshemmnisse – „Potenzialvariante“– Weiterentwicklung der „best practice“-Technologien

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2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Referenz Bestgerätestrategie III Potenzial Bestgerätestrategie III

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Szenarienanlage IV

IV – „Wege zur 2000-Watt-Gesellschaft“

Zielszenario, ambitioniert: -35 % EEV p.c. bis 2035, -35 % CO2 bis 2035, Anteile Regenerative an Wärme, Strom, Treibstoffen

III Potenzialvariante hat Grenzen gezeigt

Technologieentwicklung: Beiträge der neuen Schlüsseltechnologien

– Information und Kommunikation – Messen/Steuern/Regeln

– Mikrosystemtechnologie

– Biotechnologie

– Nanotechnologie

Methode: Thesenentwicklung mit IIASA, Kompakt-Delphi mit Experten

12© Prognos AG

Elektrizitätsnachfrage nach Sektoren (Sz I)

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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

PJ

Verkehr Industrie Dienstleistungen Haushalte

33.3 %

40.7 %

14.3 %

33.3 %

Wachstum 2000 – 2035: + 29.0 % Erg

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13© Prognos AG

Elektrizitätsnachfrage nach Szenarien

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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

TW

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Sz I TrendSz II TrendSz III TrendSz IV Trend

+29.1 %+22.5 %+13.4 %-2.1 %

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14© Prognos AG

Elektrizitätsnachfrage nach Szenarien (inkl. Sensitivitäten)

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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Ia Ia BIP hoch Ia Preis 50 $ I a Klima wärmer

Ib Ib BIP hoch Ib Preis 50 $ Ib Klima wärmer

II II BIP hoch II Preis 50 $ II Klima wärmer

III III Pot III BIP hoch III Klima wärmer

IV IV BIP hoch IV Klima wärmer

PJ

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15© Prognos AG

Stromlücke / Leistungsdefizit

Definition:

Entwicklung des bestehendes Kraftwerkspark ohne Neubauten (Arbeit / Leistung)

Exogene Elektrizitätsnachfrage (Arbeit / Leistung)

-> Stromlücke / Leistungsdefizit

Aufgaben:

Versorgungssicherheit (1): Arbeitsnachfrage decken

Versorgungssicherheit (2): Leistung bei klimatologischen Extremsituationen und Ausfall Kraftwerke bereitstellen

Str

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16© Prognos AG

Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks

Annahmen:

Absterben des bestehendes Parks: keine Neubauten

Heute schon bekannten bzw. im Bau befindlichen Leistungszuwächse im vorhandenen Park berücksichtigt

nur die vertraglich fixierten Bezugsrechte (und Lieferverpflichtungen) berücksichtigt

Statistik bis 2003 (teilweise bis 2005)

Bes

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end

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raft

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ksp

ark

17© Prognos AG

Lebensdauer der Kernkraftwerke

Variation der Laufzeiten der Kernkraftwerke:– KKW 40 Jahre – KKW 50/60 Jahre

(Beznau und Mühleberg 50 Jahre, Gösgen und Leibstadt 60 Jahre) (Ref.)– KKW 60 Jahre

Voraussichtliches Jahr des Betriebsendes der Kernkraftwerke, nach Sensitivitätsvariante:

204420442024Leibstadt (1'165 MWel)

203920392019Gösgen (970 MWel)

203220222012Mühleberg (355 MWel)

203220222012Beznau II (365 MWel)

202920192009Beznau I (365 MWel)

KKW 60 Jahre(Verlängerung)

KKW 50/60 Jahre(Referenz)

KKW 40 Jahre(Ausstieg)

Jeweils Laufzeit bis Ende des Jahres:

Leb

ensd

auer

Ker

nkr

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Bes

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W-P

ark

Erhöhte Stromimporte (Bezugsverträge: „Parks“)

Leistungserhöhungen der Kernkraftwerke: 1990 und 2000

Wachstum bei der Wärme-Kraft-Kopplung und der Stromerzeugung aus KVA.

(neue) Erneuerbare Energien: hohe relative Zuwachsraten, absolut gering.

Den arbeitsseitigen und leistungsseitigen Zuwächsen zwischen 1990 und 2005 steht die steigende Elektrizitätsnachfrage gegenüber.

Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks + Nachfrage: 1990-2005

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Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks + Nachfrage

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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWhel

Wasserkraft Kernenergie Fossil-therm. KW und WKK Bezugsrechte 1) Erneuerbare 2)

Hydrologisches Jahr1) Saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0 2) gekoppelt und ungekoppelt

Landesverbrauch + Verbrauch der bestehenden Speicherpumpen: Sz. I Sz. II Sz. III Sz. IV

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TWhel

Wasserkraft Kernenergie Fossil-therm. KW und WKK Bezugsrechte 1) Erneuerbare 2)

Winterhalbjahr1) Saldiert mit Lieferverpflichtungen. Bei Lieferverpflichtungen > Angebot ist der Wert 0 2) gekoppelt und ungekoppelt

Landesverbrauch + Verbrauch der bestehenden Speicherpumpen: Sz. I Sz. II Sz. III Sz. IV

Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks + Nachfrage

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Laufwasserkraft Kernkraft Bezugsrechte sonstige Grundlast Mittellast Speicherkraft sonstige Spitzenlast

MW

el

Sommer

maximale Last

maximale Last Inland

Sz. IVSz. IIISz. IISz. I

Sz. IV

Sz. IIISz. II

Sz. I

Leistung: Hitzewelle, K-2

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Annahmen: Engpassleistung, 1 KKW in Revision, 1 Kraftwerk fällt aus

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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Laufwasserkraft Kernkraft Bezugsrechte sonstige Grundlast Mittellast Speicherkraft sonstige Spitzenlast

MW

el

Winter

Maximale Last

Sz. IV

Sz. IIISz. IISz. I

Leistung: Kältewelle, K-1

Lei

stu

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izit

Annahmen: Engpassleistung, ein Kraftwerk fällt aus

Inland

23© Prognos AG

An

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vari

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Angebotsvarianten

Var GVar D&EVar C&EVar EVar DVar CVar BVar A

Fossil Dezentral

+ EE

Fossil Zentral + EE

Sz IV

Sz III

Sz II

Sz I

Importe EEFossil

DezentralFossil Zentral

Fossil Zentral

+ NuklearNuklear

24© Prognos AG

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Lücke Jahr: 22.3 TWh

Lücke Winter: 16.1 TWh

(Autonomer) Zubau Wasserkraft, WKK, Erneuerbare Energien

Varianten:

A „Nuklear“: 2 KKW je 1'600 MWel (+ Importe 2018-2030)

B „Nuklear + Fossil zentral“: 5 GuD je 550 MWel + 1 KKW

C „Fossil zentral“: 7 GuD

G „Importe“: 20.0 TWh, 3'329 MWel

Bem.: Sprung in Nachfrage (2013-2015) und Angebot (Wasserkraft) durch unterstellten Bau der neuen Pumpspeicherkraftwerke (Grimsel, Emosson,Linth-Limmern). Für alle Szenarien gültig.

Ergebnisse Szenario I

25© Prognos AG

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Ergebnisse Szenario I: Beispiel Var. B

5 GuD

1 KKW

26© Prognos AG

RaB: Rahmenbewilligung UVP: Umweltverträglichkeitsprüfung BaB: Baubewilligung PGV: PlangenehmigungsverfahrenBeB: Betriebsbewilligung

Bewilligungs- und Bauzeiten KKW, GKW

Quelle: BFE, 2007, eigene Darstellung

2008 2010 2020 203020252015

Bauzeit

BeB

BeB

BaB

BaB

RaB

BeB-Verfahren

BaB-Verfahren

RaB-Verfahren

KKW

Gas-KWBauzeit

PGV

UVP

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d B

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27© Prognos AG

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Autonomer Zubau Wasserkraft, WKK

Förderung EE: 330 Mio CHF / a (nominal)-> Zubau von 5.7 TWh (excl. 3.2 TWh bestehende Kleinwasserkraft)

Varianten:

A „Nuklear“: 2 KKW (+ Importe 2018-2030)

B „Nuklear + Fossil zentral“: 3 GuD + 1 KKW



Ergebnisse Szenario II

28© Prognos AGQuelle:BFE/Piot, 2006, eigene Darstellung

Po

ten

zial

beg

riff

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Potenzialbegriffe

Theoretisches Potenzial

Technisches Potenzial

Soziale Akzeptanz

Ökologisches Potenzial

Wirtschaftliches Potenzial

Erwartetes Potenzial

29© Prognos AG

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zII

Ergebnisse Sz II: Förderung EE mit 330 Mio CHF / a

1‘500Wasserkraft bis 10 MWel

1859151'675 KVA (erneuerbarer Teil)

600600n.a.Geothermie

745 750n.a.Windenergie

145 16515'000-18'000 Photovoltaik

1'135 1'150 2'300 Biogas

195 300400Klärgasanlagen (ARA)

320 3551'700 Biomasse (Holz)

davon Ausbau gegenüber 2003

Erwartet in 2035in Szenario II

Technisch

Potenziale in Szenario II, nach Technologie(gruppe)n, in GWhel/a

30© Prognos AG

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zIII

Lücke Jahr: 13.5 TWh Lücke Winter: 11.4 TWh

WKK, EE als eigenständige Variante: wie weit müssen die (technischen) Potenziale ausgeschöpft werden?

Holz-Erdgas-Kombikraftwerk in den Varianten C und C&E

Varianten:A „Nuklear“: 1 KKW + 1.1 TWh neue ImporteC „Fossil zentral“: 4 GuDD „Fossil dezentral“: 17.8 TWh WKKE „Erneuerbare Energien“: 16.5 TWh EE + 2.6 GWKC&E „Fossil zentral + EE“: 3 GuD + 8.1 TWh EED&E „Fossil dezentral + EE“: 12.1 TWh EE + 9.6 TWh EEG „Importe“: 11.5 TWh, 1'913 MWel

Ergebnisse Szenario III

31© Prognos AG

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zIV



WKK, EE als eigenständige Variante: wie weit müssen die (technischen) Potenziale ausgeschöpft werden?

Varianten:

A „Nuklear“: 1 KKW (+ Importe 2018-2030)


D „Fossil dezentral“: 11.5 TWh WKK

E „Erneuerbare Energien“: 10.3 TWh EE + 1.0 GWK

D&E „Fossil dezentral + EE“: 7.6 TWh EE + 6.2 TWh EE


Ergebnisse Szenario IV

32© Prognos AG

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Ergebnisse: Fossile WKK nach Szenario und Variante

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Sz I Sz II Sz III Sz III Sz III Sz III Sz III Sz IV Sz IV Sz IV Sz IV

alleVarianten

AlleVarianten

Var. A, C,G

Var. D Var. E Var. C&E Var. D&E Var. A, C,G

Var. D Var. E Var. D&E

GW

hel

Haushalt WKK Siedlungs WKK Industrie WKK Fernwärme KVA - Fossil

Heute

33© Prognos AG

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Sz I Sz II Sz III Sz III Sz III Sz III Sz III Sz III Sz IV Sz IV Sz IV Sz IV

alleVarianten

AlleVarianten

Var. A, G Var. C Var. D Var. E Var. C&E Var. D&E Var. A, C,G

Var. D Var. E Var. D&E

GW

hel

ARA Biogas Biomasse (Holz) KVA - Reg PV Wind Holzgas für GuD Geothermie Ausbau Kleinwasserkraft

Ergebnisse: Erneuerbare nach Szenario und Variante

Heute

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34© Prognos AG

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Übersicht wichtigste Ergebnisse Elektrizität:Kenndaten in 2035

6.65.06.6 TWh Importe

(1'100 MW)

7.6 TWh WKK

6.2 TWh EE-

10.3 TWh EE

1.0 TWh GWK

11.5 TWh WKK

3 GuD-1 KKW„Weg zur 2000-Watt-Gesellschaft“

IV


(1'913 MW)

12.1 TWh WKK

9.6 TWh EE

3 GuD *8.1 TWh EE

16.5 TWh EE

2.6 TWh GWK

17.8 TWh WKK

4 GuD *-1 KKW

1.1 TWh Importe

„Neue Prioritäten“III

5.7 TWh EE5.7 TWh EE5.7 TWh EE5.7 TWh EE330 Mio. CHF/a für neue Erneuerbare

14.118.6

12.7 TWh Importe

(2'114 MW)----

5 GuD3 GuD1 KKW

2 KKW„Verstärkte Zusammenarbeit“

II


(3'329 MW)----7 GuD

5 GuD1 KKW

2 KKW„Weiter wie bisher“I

WiJahrImportFossil-

dezentral + EE

Fossil-zentral + EE

Erneuerbare Energien

Fossil-dezentral

Fossil-zentral

Nuklear und fossil-zentral

Nuklear

Lücke in 2035 in TWh

Var. GVar. D&EVar. C&EVar. EVar. DVar. CVar. BVar. A

* mit Holzgaszufeuerung in Erdgaskraftwerken, mit Ausnahme von Chavalon

35© Prognos AG

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Übersicht wichtigste Ergebnisse Elektrizität:diskontierte Gesamtkosten 2004-2035 (Mrd. Franken)

6.65.09.117.517.116.79.58.7„Weg zur 2000-Watt-Gesellschaft“

IV

11.313.513.928.119.9 **26.927.915.2 **13.2„Neue Prioritäten“III

330 Mio. CHF/a für neue Erneuerbare

14.118.617.518.017.616.7

„Verstärkte Zusammenarbeit“

II

16.122.316.316.816.415.1„Weiter wie bisher“I

WiJahrImport *Fossil-

dezentral + EE

Fossil-zentral + EE


Fossil-dezentral

Fossil-zentral


Nuklear *



Allg.: Exporterlöse sind abgezogen, Zuschlag für CO2-Kosten (inländische Kraftwerke). Alle Kosten ab Klemme Kraftwerke* Importe in Varianten A und G ohne zusätzliche Kosten für Netze im Ausland, mit Zuschlag für CO2-Kosten (ausländische Kraftwerke)** mit Holzgaszufeuerung in Erdgaskraftwerken, ausser Chavalon

Gesamtwirtschaftliche Betrachtung

Realzinssatz 2.5 %

diskontiert

36© Prognos AG

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Übersicht wichtigste Ergebnisse Elektrizität:durchschnittliche reale Stromgestehungskosten (Rp./kWhel)

6.65.04.87.47.07.54.74.3„Weg zur 2000-Watt-Gesellschaft“

IV

11.313.54.87.96.1 **7.28.15.1 **4.4„Neue Prioritäten“III

330 Mio. CHF/a für neue Erneuerbare

14.118.65.15.04.74.4

„Verstärkte Zusammenarbeit“

II

16.122.34.44.44.23.9„Weiter wie bisher“I

WiJahrImport *Fossil-

dezentral + EE

Fossil-zentral + EE


Fossil-dezentral

Fossil-zentral


Nuklear *



Allg.: Exporterlöse sind abgezogen, Zuschlag für CO2-Kosten (inländische Kraftwerke). Alle Kosten ab Klemme Kraftwerke* Importe in Varianten A und G ohne zusätzliche Kosten für Netze im Ausland, mit Zuschlag für CO2-Kosten (ausländische Kraftwerke)** mit Holzgaszufeuerung in Erdgaskraftwerken, ausser Chavalon

Gesamtwirtschaftliche Betrachtung

Realzinssatz 2.5 %

diskontiert

37© Prognos AG

Ver

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eit

Versorgungssicherheit: Hitze- und Kältewelle

Versorgungssicherheit nach Zubau neuer Kraftwerke in klimatologischen Extremsituationen gewährleistet

Sowohl bei zentralen als auch dezentralen Optionen; Klumpenrisiko möglich

In den Zielszenarien III und IV entschärfen sich die Situationen durch die geringeren Leistungsnachfragen für alle Angebotsvarianten.

Erheblicher Beitrag der Speicherkraftwerke an der Grundlast

Auswirkungen auf Folgejahr(e) (siehe nächste Folie)

38© Prognos AG

Ver

sorg

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Versorgungssicherheit: Auswirkungen einer Hitze- und Kältewelle auf den Speicherinhalt

Speicherinhalt

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Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep

Hoch Tief

Kältewelle

Hitzewelle

39© Prognos AG

Schlussfolgerungen (1)

Optionen:– Massive Erhöhung der Effizienz– Zubau neuer Kraftwerke (zentral, dezentral)– Verstärkte Importe aus dem Ausland– Kombinationen aus allen Optionen

Stromlücke in 2035 bewegt sich zwischen:– Sz I Klima Wärmer: 27.0 TWhel

– Sz IV Trend: 5.0 TWhel

Stromlücke ab (Winterhalbjahr):– Sz I - III: 2018– Sz IV: 2020

Sch

luss

folg

eru

ng

en

40© Prognos AG


Grundsätzliche politische Entscheidungen und Klärung bzw. Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen.

schnelles Handeln für die Schweiz notwendig -> Versorgungsengpässe

Strom sparen kann das Problem in allen Varianten grundsätzlich und zum Teil sogar erheblich (vgl. Szenarien III und IV), entschärfen, jedoch nicht lösen.

Substanzielle Veränderungen auf Nachfrage- und Angebotsseite sind technisch und wirtschaftlich möglich, sie kommen aber nicht von selbst.

Versorgungssicherheit nach Zubau neuer Kraftwerke in klimatologischen Extremsituationen gewährleistet (flexibler Einsatz Speicherkraftwerke).

Abhängigkeit vom Ausland in 2035: Ca. 50%

Sch

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folg

eru

ng

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41© Prognos AG


CO2-Emissionen (sowie NOx und Staub) können in einzelnen Szenarien zunehmen.

Übergangslösung(en) notwendig?

Politik: Prioritäten setzen, Randbedingungen vorgeben und Diskussionsprozesse einleiten

Sch

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folg

eru

ng

en

42© Prognos AG

Dezentral vs. Zentral, Auslegungszeitpunkte

Erg

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Kritische Zeitpunkte: 2023-2025

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Stromlücke Szenario III

Logistic (S-Kurve) ~ Erneuerbare

Linear ~ Fossile WKK

Stufen/Blöcke ~ zentral

43© Prognos AG

0

2

4

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Anzahl Anlagen Stromerzeugung

Planungs- und Bauzeit je Kraftwerk

Zeit

Dezentral Zentral

Planungs- und Bauzeit je Kraftwerk

Zeit

Dezentral vs. Zentral, zeitliche Entwicklung

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Entscheidungen müssen frühzeitig vorgenommen werden

44© Prognos AG

Fazit – die ethische Dimension des Aushandlungsprozesses

Was wollen wir uns leisten?

Was nehmen wir dafür in Kauf ?

Was sind wir bereit und in der Lage,zu verantworten?

KomfortMobilitätWirtschaftIndustriestandardsExporteSicherheit

KostenKomplexitätRisiken – Umwelt, GesundheitAbhängigkeitenEinschränkungenVerwundbarkeit

KlimarisikenKernkraftrisikenProliferationglobale DisparitätenSoziale Disparitäten(Ungleichverteilung von Zugängen und Chancen)

Eth

ik

45© Prognos AG

Bände:1 Synthese2 Szenarien I bis IV3 Volkswirtschaftliche Auswirkungen4 Exkurse5 Analyse und Bewertung des Elektrizitätsangebotes

Sektorberichte:Private HaushalteDienstleistungenIndustrie Verkehr

www.energie-perspektiven.ch

Ber

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Berichte

Sonstige:EnergiebilanzenHöchstpreisszenario

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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

Dr. Almut Kirchner

Marktfeldleiterin Energiepolitik

Prognos AG

Henric Petri-Strasse 9

CH-4010 Basel

Telefon +41 - (0)61 - 3273 331

Telefax +41 - (0)61 - 3273 300

E-mail [email protected]

Web www.prognos.com

Vincent Rits M.Sc.

Projektleiter Energiepolitik

Prognos AG

Henric Petri-Strasse 9

CH-4010 Basel

Telefon +41 - (0)61 - 3273 329

Telefax +41 - (0)61 - 3273 300

E-Mail [email protected]

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Ihre Ansprechpartner:

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Anhang

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Ergebnisse Sz I: Elektrizitätsmix

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Wasserkraft Kernkraft Fossil Erneuerbare Energien Import- oder Exportsaldo

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Ergebnisse Sz II: Elektrizitätsmix

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Ergebnisse Sz III: Elektrizitätsmix

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Var. A Var. C Var. D Var. E Var. D&E Var. G

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Ergebnisse Sz IV: Elektrizitätsmix

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Szenario III, Variante Erneuerbare Energien, Winter

Zubau und Lücke, kritischer Punkt ist 2020/2023, starke Wachstumsraten dezentraler Anlagen

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Winterhalbjahr

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Szenario III, Variante Erneuerbare Energien, hydrol. Jahr

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Hydrologisches Jahr

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Pumpspeicher

Geothermie

Photovoltaikanlagen

Windenergieanlagen

Biomasse (Holz)

ARA

Biogas

KVA (50% EE-Anteil)

fossile WKK(Autonomer Zubau)

Wasserkraft

Lücke Winter (neue Pumpspeicher)

Lücke Winter

Zubau und Lücke

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Szenarien für die Schweizer Stromzukunft · Dr. Almut Kirchner Vincent Rits Prognos AG Zürich,...

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