News

Rahmenabkommen-Aus Die Strombranche warnt vor Versorgungsproblemen ab 2025. Wie akut das Problem wirklich ist, sagt Michael Frank, Direktor des Verbands Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen.

Die Strombranche ist in Aufruhr. Bis zuletzt hat sie darauf gehofft, dass ein Rahmenabkommen mit der EU zustande 

kommt und der Weg frei wird für ein Stromabkommen. Nach dem Abbruch der Verhandlungen ist diese Hoffnung in 

weite Ferne gerückt. Branchenriese BKW und andere Akteure der Branche warnten davor, dass nun die Versorgungs-

sicherheit gefährdet ist. Dazu haben wir mit Michael Frank, dem Direktor des Verbands Schweizerischer Elektrizitäts-
unternehmen (VSE), gesprochen.

Herr Frank, die Strombranche warnt vor Konsequenzen nach dem Rahmenabkommen-Aus. Kommt es schon bald zu Stromausfällen?

Nein. Kurzfristig haben wir keine Probleme. Aber die Schwierigkeiten nehmen definitiv zu. Ab 2025 müssen 

europäische Länder 70 Prozent ihrer Kapazität an der Grenze für den Handel zur Verfügung stellen. Damit sinkt 

die Kapazität für Importe. Und auf die lange Sicht müssen wir mehr Strom importieren, weil etwa die AKW abge-

schaltet werden, wir gleichzeitig mehr Strom verbrauchen für die Elektrifizierung und der Ausbau der Erneuerbaren 

in der Schweiznur schleppend vorankommt. Zudem werden ungeplante Stromflüsse in die Schweiz zunehmend 

schwieriger zu kontrollieren, was die Systemstabilität gefährdet.

Die EU nimmt doch nicht Blackouts in Kauf, nur um Macht zu demonstrieren, und gefährdet die Stromsicherheit in den umliegenden Ländern.

Vorsätzlich will wohl niemand die Stromversorgung gefährden. Aber die EU nimmt zumindest Probleme in Kauf, 

womit letztlich eine Lose-lose-Situation entstehen kann. Die Schweiz hat zudem einen Vorteil: Der Strom in 

Richtung Italien fliesst vor allem durch die Schweiz. Gefährdet die EU also den Stromfluss in der Schweiz, 

gefährdet sie Italien. Die Stromwirtschaft sieht vor allem ein Problem, weil sie jetzt schon weniger mit Strom handeln

kann, also wirtschaftlich weniger vom ständigen Auf- und Ab an den Strombörsen profitiert. Es geht darum, das 

Stromsystem der Schweiz zu stabilisieren und die Versorgungssicherheit nicht unnötig zu gefährden. 
Quelle: Tagesanzeiger / Philipp Felber-Eisele / 29.5.2021
Wir müssen mehr Strom importieren

Brüssel fällt die politisch delikate Aufgabe zu, nach dem Verhandlungsabbruch für bilaterale Verträge die Regeln für die Sicherstellung des Netzbetriebs mit dem Land zu definieren.

Die Verhandlungen über das Stromabkommen sind das Drama im Drama der qualvollen Geschichte der
Schweiz mit der Europäischen Union: Seit Mitte der 1990er Jahre schleppen sich Gespräche und
Verhandlungsrunden über einen Elektrizitätsvertrag hin ohne Aussicht auf eine Übereinkunft. Aktuell ist die
Schweiz aus nahezu allen politischen Gremien des Energiebinnenmarktes sowie – als Staat – von der
Teilnahme ausgeschlossen. Bis sie den EU-Akteuren Gegenrecht in ihrem Land gewährt, statt sich weiter
abzuschotten, wie es in Brüssel heißt. Pendent ist die Frage, ob sie aktuell Mitglied im europäischen
Stromverband Entso-E bleiben kann.

Verbundnetz wackelt ohne bilaterale Übereinkunft

Nachdem sich die Schweizer am 26. Mai aus den laufenden zweistaatlichen Verhandlungen genommen
hat, liegt nun der politisch delikate Ball bei Brüssel und den 27 Mitgliedsstaaten. Es muss geklärt werden,
welche unbedingt notwendigen technischen Fragen für einen sicheren Betrieb des Verbundnetzes, in das
die Schweiz wie kein zweites Land eingebunden ist, mindestens gelten sollen – und müssen. Ansonsten
droht sich wegen fehlender internationaler Koordination ein Blackout wie im September 2003 in Italien zu
wiederholen, als die Schweizer und die europäischen Netzpartner zu lange benötigten, sich zu
verständigen. Sekunden später tauchte fast ganz Italien ausgerechnet in der „Weißen Nacht“, in die
stromlose Dunkelheit eines Blackouts.
Avenir Suisse, ein wirtschaftsliberales Institut, machte in einem Kommentar zum unilateralen
Verhandlungsabbruch, der viele EU-Politiker seiner Stillosigkeit wegen vor den Kopf gestoßen hat, auf diese
Besonderheit aufmerksam: Normalerweise bedeute ein vertragsloses Handeln Autonomie in der Politik; im
Stromgeschäft aber verhält es sich genau genommen umgekehrt. Es bedeutet den Verlust über die
Kontrolle des eigenen Netzes, weil es dazu zwingend Abmachungen benötigt.
Quelle: E&M / MARC GUSEWSKI / 1. Juni 2021
Konsequenzen Absage EU Rahmenabkommen

Er ist omnipräsent: NationalratChristian Imark ist SVP-Kampagnenleiterund bekämpft mit
allen Mitteln das revidierte CO2-Gesetz, über das am 13. Juni ander Urne abgestimmt wird. 
Der Höhepunkt seiner bisherigen Arbeit ist sein 10-Punkte-Plan, mit dem die Schweiz die Energie-

wende «ohne neue Verbote und Bevormundung» schaffen soll. Eine «schnellere klimafreundliche
Zukunft» verspricht er. Seine Lösung: Brennstoffzellen, Verbrennungsmotoren und -heizungen, 

die mit Wasserstoffbetrieben werden.

Das Gas wird durch Elektrolyse produziert. Das heisst: Mithilfe von elektrischem Strom wird 
Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten. Der Strom stammt aus überschüssiger er-
euerbarer Energie – vorzugsweise Sonnenenergie, die vor allem im Sommer anfällt, wenn die 
Sonne am höchsten steht und die Fotovoltaikanlagen mehr Strom produzieren, als verbraucht 
wird. 

Dass das Gas in Zukunft für die Schweizer Energieversorgung eine Rolle spielen wird, darüber
sind sich die Energiefachleute einig. Konsens besteht auch darin, überschüssigen Strom gescheiter 
zu speichern, als bei einem Überangebot an Strom Fotovoltaik- oder Windanlagen vom Netz zu 
nehmen. «Die Vorstellung jedoch, man könne dasCO2-Problem primär durch Wasserstoff lösen, 
ohne die Frage der Energiequelle zu lösen, ist weder fundiert noch umfassend», sagt Christian Bach, 
Autoingenieurund Wasserstoffexperte an der Empa in Dübendorf.

Zum Thema Winterstrom

Wasser- und Solarkraft allein können die Nachfrage vermutlich nicht decken, sobald das letzte 
Kernkraftwerk vom Netz ist. Die Idee ist, im Sommer synthetisiertes Methan zum Beispiel in Block-

heizkraftwerken zurückzuverstromen. Christian Bach ist skeptisch: «Die inländische saisonale
Stromspeicherung halte ich nicht für realistisch, weil sie zu teuer ist.» Der Import von
synthetischem Methan werde sicher immer billiger sein.

Heisse Luft um Wasserstoff

Quelle: Tages-Anzeiger / 12. Mai 2021 - Martin Läubli

Was geschieht, wenn in ein paar Jahren fast alle Autos mit Strom fahren? Eine Studie zeigt, dass die Schweiz 

massiv mehr Strom produzieren muss.



Die Autoindustrie bringt derzeit im Wochentakt neue E-Auto-Modelle auf den Markt. Besonders deutsche Hersteller 

übertreffen sich gegenseitig bei der Umrüstung ihrer Flotte von Verbrennern hin zu Fahrzeugen mit Elektroantrieb. 

Gebremst wird der rasante Wandel höchstens von zurückhaltenden Kunden und fehlender Ladeinfrastruktur. Doch 

es gibt noch ein anderes Hindernis, das den Siegeszug der E-Autos aufhalten kann, zumindest hierzulande: 

Der Strom reicht nicht.

Eine Studie rechnet vor, wie viel Strom die Schweiz zusätzlich benötigen dürfte, um die Batterien der E-Autos der 
Zukunft aufzuladen. Die von der Schweizerischen Energie-Stiftung (SES) herausgegebene Untersuchung zeigt: Fahren 
in naher Zukunft alle Autos in der Schweiz mit einem batteriebetriebenen Elektromotor, nimmt der Stromverbrauch massiv 
zu: Je nach Szenario um 16 bis 33 Prozent.

Drei Szenarien durchgerechnet

Um die Entwicklungen der Zukunft mit Homeoffice und einer reduzierten Mobilität aufzufangen, rechnet die Studie 
mehrere Szenarien durch. Beim Szenario «weiter wie bisher» setzt sich die Verkehrszunahme der letzten Jahre fort. 
Laut Bundesamt für Raumentwicklung wäre dies ein Plus von 18 Prozent bis 2040. Würden dann alle Autos mit 
Batterien betrieben, stiege der Strombedarf um 25 bis 33 Prozent gegenüber dem heutigen Verbrauch der Schweiz.
Beim zweiten Szenario, der «Verkehrswende light», wird mit 10 Prozent weniger gefahrenen Autokilometern 
gerechnet. Dafür braucht es aber eine Steigerung bei Car-Pooling, Förderung des Veloverkehrs und Massnahmen 
für mehr Homeoffice. Doch auch bei diesem Szenario steigt der Strombedarf um 21 bis 29 Prozent.

Beim Szenario «neue Mobilitätspolitik» reduziert sich der motorisierte Personenverkehr um 30 Prozent. Dafür 
brauche es jedoch «eine umfassende Reduktion im Sinne einer Mobilitätswende», schreibt der Studienautor. 
Doch selbst bei diesem Szenario beträgt der zusätzliche Strombedarf für die Elektroautos 16 bis 21 Prozent des 
heutigen Verbrauchs.

Investitionen in erneuerbaren Strom zu wenig berücksichtigt

«Elektromobilität ist energieeffizient und am besten fürs Klima», hält Studienautor Florian Brunner von der 
Schweizerischen Energie-Stiftung grundsätzlich fest. Doch beim Umstieg aufs E-Auto werde der dafür nötige 
erneuerbare Strom zu wenig berücksichtigt. «Der Schub bei der E-Mobilität ist gut, allerdings muss man den
dafür nötigen erneuerbaren Strom mitdenken und mitfördern», fordert Brunner. Denn baue die Schweiz nicht 
im gleichen Ausmass aus, werde sie von Stromimporten aus dem Ausland abhängig. Und dort ist der Anteil an 
Kohle- und Atomstrom immer noch sehr hoch, wie ein Blick nach Frankreich und Deutschland zeigt.

Deshalb dränge die Zeit für den Ausbau von Solar- und Windstrom in der Schweiz: Bereits bis 2030 wird laut 
SES-Studie jedes dritte Auto elektrisch unterwegs sein, 2050 sollen es laut der Prognose 100 Prozent sein. Um 
den beschlossenen Atomausstieg und das Klimaziel netto Null parallel dazu ebenfalls zu erreichen, bestehe 
deshalb heute dringend Handlungsbedarf beim Ausbau einheimischer erneuerbarer Energien. Zuletzt betrug 
der Anteil von Sonne, Wind und Biomasse an der Schweizer Stromproduktion bloss 4,2 Prozent. Atomkraftwerke 
produzieren heute 35 Prozent unseres Stromverbrauchs, die Wasserkraft 56 Prozent. Im europäischen Vergleich 
liegt die Schweiz damit in Sachen erneuerbare Energie auf den hintersten Rängen.

Damit die Umstellung auf E-Mobilität auch wirklich zu einem klimafreundlicheren Personenverkehr führt, fordert 
die SES deshalb eine Erhöhung der Zielwerte für den Ausbau von erneuerbarer Energie. Gleichzeitig müsse das 
Ausmass der motorisierten Mobilität reduziert und die Effizienz der Fahrzeuge gesteigert werden. Und dafür 
brauchte es auch Anreize von der Politik.

Anfang Januar 2021 kam es plötzlich zu einem starken Frequenzabfall im europäischen Stromnetz. Ein drohender Blackout konnte jedoch durch sofortiges Eingreifen der europäischen Netzbetreiber abgewendet werden, u. a. mithilfe einer weiteren Aufspaltung des europäischen Verbundnetzes. Innerhalb weniger Minuten wurde wieder eine stabile Frequenz erreicht. Mit dazu beigetragen haben rund 4.000 flexible, schnell start- und regelbare Gasmotoren von INNIO mit insgesamt knapp 6 GW Leistung.

Eine grössere Frequenzabweichung von den im euroäischen Stromnetz gängigen 50 Hertz ist eine sehr heikle Situation und kann im Extremfall zu einem großflächigen und langanhaltenden Stromausfall führen, dem sogenannten „Blackout“ mit fatalen Folgen. Ähnlich kritische Situationen wie jene vom 8. Januar 2021 gab es zuvor im Sommer 2019, damals gleich an drei Tagen. Zwei grossflächige Beinahe-Blackouts innerhalb der letzten zwei Jahe machen eine zuvor vielleicht abstraktere Bedrohung mittlerweile zu einem konkreten Risiko für die nahe Zukunft und bestärken Investitionspläne in ein robustes Energiesystem.

Dezentrale Gasmotoren als Ausgleich zu erneuerbaren Energien
Mit dem stetigen Ausbau regenerativer Energien in Europa steigen auch die Anforderungen an die Energieversorgungsnetze. Denn erneuerbare Energien wie Wind- und Sonnenkraft sind volatil – sie liefern nur dann Strom, wenn der Wind weht oder die Sonne scheint. Um Blackouts zu vermeiden, benötigt das Stromnetz daher zuverlässige, jederzeit abrufbare Reserveleistung. Neben zentralen Großkraftwerken haben hier flexible dezentrale Kraftwerke eine hohe Bedeutung.
Der dezentralen Energieversorgung auf Basis von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen kommt damit eine Schlüsselrolle zu, um die europaweite Strom- und Wärmeversorgung für die nächsten Jahrzehnte zu sichern und sie gleichzeitig nachhaltiger zu gestalten. Diese wichtige Aufgabe können Blockheizkraftwerke auch langfristig übernehmen. Denn auch wenn sie heute großteils mit Erdgas betrieben werden, können sie mittel- bis langfristig auf CO2-neutrale oder gänzlich CO2-freie Brennstoffe umgerüstet werden. 

Hier geht es zum ungekürzten Artikel

Quelle: E&M vom 1. April 2021 / Author: Carlos Lange – President und CEO von INNIO

Turbinen und KWK-Anlagen müssen künftig möglichst kostengünstig von Gas auf Wasserstoff umgestellt werden können. Dabei haben Hersteller nicht nur die Gasturbinen im Blick.

Viele Gasturbinenhersteller arbeiten mit Hochdruck daran, ihr Portfolio so weiterzuentwickeln, dass ihre Anlagen kontinuierlich in den nächsten Jahren mit 100 % Wasserstoff arbeiten können. Die Branche bereitet sich ebenfalls auf steigende Wasserstoffanteile im Gasnetz vor. Weitaus höhere Beimi-schungsquoten werden vielfach bereits getestet − sei es in Testgebieten, in de-nen höhere Wasserstoffanteile dem Erdgasnetz zugeführt werden, oder in eigenen Versuchsanlagen und Forschungsvorhaben.

„WKK ist wichtiger Baustein zur Dekarbonisierung des Wärmemarkts“

Dabei arbeiten Unternehmen nicht nur an neuen Turbinen, sondern auch an Produkten für die gesamte künftige Wasserstoffwertschöpfungskette. In Deutschland werden mehrere Wasserstoff-BHKW betrieben und getestet. Von 2G steht eine Anlage bei den Stadt-werken Hassfurt (Bayern). Dort wurde eine komplette Power- to-Gas-Kette mit Rückverstromung des Wasserstoffs und Wärmenutzung aufgebaut. Auch Innio Jenbacher hat beispiels- weise zusammen mit dem Hansewerk einen Gasmotor der 1-MW-Klasse für Hamburg-Orthmarschen installiert, der ebenfalls in der Lage ist, mit Wasserstoff − entweder zu Teilen oder gänz- lich − betrieben zu werden.

„Die Kraft-Wärme-Kopplung ist wasserstofffähig“, betont auch B.KWK- Präsident Claus-Heinrich Stahl. Der Anlagenbetrieb mit der laut DVGW-Regelwerk derzeit möglichen 10-%-Wasserstoffbeimischung im Gasverteilnetz sei für die aktuell am Markt verfügbaren motorischen und Gasturbinen-KWK-Anlagen kein Problem und in Brennstoffzellen seien 100 % Wasserstoff einsetzbar.

Quelle: E&M Ausgabe April 2021 / Autorin: Heidi Roider

Der Stromknotenpunkt im aargauischen Laufenburg spielt eine Schlüsselrolle als Drehscheibe im europäischen Strommarkt / Foto: Adrian Moser

Die Rolle der Schweiz als historische Drehscheibe im europäischen Strommarkt ist in Gefahr. Ohne Strom- und Rahmenabkommen drohen Versorgungslücken und instabile Netze.

Heute droht die Schweiz immer mehr vom europäischen Strommarkt abgekoppelt zu werden. Ohne Stromabkommen, das Brüssel an eine Einigung beim Rahmenabkommen knüpft, kann die Schweiz da nicht mitmachen. In der Schweizer Strombranche wächst die Sorge vor instabilen Netzen und Versorgungslücken im Winter. Bei der sogenannten Marktkoppelung (market coupling) durfte die Schweiz schon nicht mehr mitmachen. In der EU werden Strom und Leitungskapazitäten in einem Paket gehandelt, ein Vorteil für die europäische Konkurrenz. In einem nächsten Schritt droht nun der Ausschluss aus dem sogenannten Regelenergiemarkt, also dem Markt, den Swissgrid und die anderen europäischen Netzwerkbetreiber nutzen, um das Netz bei ungeplanten Stromflüssen auszubalancieren.

Netzstabilität in Gefahr

Zwar blieben die physischen Verbindungen mit dem europäischen Strommarkt bestehen, doch würden der Handel und die Balancierung des Netzes deutlich schwieriger, wie eine Studie der ETH Lausanne und der Universität St. Gallen 2019 festgestellt hat. Dem Schweizer Energiesektor resultiere insgesamt ein höheres Handelsdefizit von einigen Hundert Millionen Schweizer Franken pro Jahr bis zu einer Milliarde Franken im Jahr 2030. Das Bundesamt für Energie (BFE) kommt zum Schluss, ohne Stromabkommen werde das Schweizer Stromsystem im europäischen Strommarkt an Bedeutung verlieren, die Gewährleistung der Netzstabilität werde aufwendiger und teurer. «Die Situation wird sich für alle Akteure in der Schweiz verschlechtern», sagt Sprecherin Marianne Zünd.

Blackout kostet Milliarden pro Tag

Ein Monitoring soll nun sicherstellen, dass der Bund rechtzeitig Massnahmen ergreifen kann, sollte das fehlende Stromabkommen die Versorgungssicherheit schmälern. Die Kosten für einen Blackout werden auf zwei bis vier Milliarden Franken pro Tag geschätzt. BFE-Sprecherin Zünd betont indes, die mittel- bis längerfristigen Auswirkungen eines fehlenden Stromabkommens auf die Versorgungssicherheit oder die Strompreise in der Schweiz seien derzeit nicht quantifizierbar. Das Ausmass dieser Auswirkungen hänge von vielen Faktoren ab, unter anderem vom weiteren Vorgehen der EU.

Hier geht es zum ungekürzten Artikel

Tages-Anzeiger, 1.4.2021 / Autoren: Stephan Israel aus Brüssel, Stefan Häne

KWK-Anlagen müssen flexibler und digitaler werden, um die volatile Erzeugung von Wind- und Solarstrom auszugleichen. Damit steigen auch die Anforderungen. Digitalisierung bei KWK-Anlagen ist bereits heute kein „nice to have mehr“ sagt Johannes Meinhold, Geschäftsführer von Sokratherm. Ein aktuelles Beispiel ist das neue BHKW in dem denkmalgeschützten Heiz-kraftwerk im thüringischen Hermsdorf. Hier hat Sokratherm ihr erstes BHKW in der Megawattklasse in Betrieb genommen.
Im nächsten Jahr werden insgesamt 3 BHKW-Module dieses Typs in Betrieb sein. Sie werden gemeinsam mit einer 4-MW-Power-to-Heat-Anlage und einer Wärmepumpe eine innovative KWK-Anlage für die Stadtwerke Jena bilden, die hocheffizient und besonders flexibel Wärme für Hermsdorf und Strom für den lokalen und überregionalen Strommarkt liefert. Dieser flexible Anlagenbetrieb ist notwendig, um die volatile Erzeugung von Wind- und Solarstrom auszugleichen.
Die digitale Transformation von technischen Anlagen wird für den reibungslosen und möglichst effizienten Betrieb immer wichtiger. Präzise aufeinander abgestimmte Soft- und Hardwarepakete und die internetbasierte Fernüberwachung ermöglichen nicht nur eine kontinuierliche Überwachung und Regelung, sondern auch die Anbindung an Smart Grids und virtuelle Kraftwerke. Zur bedarfsgerechten Energieerzeugung können auch aktuelle, ortsgenaue Wetterdaten wie Temperatur, Druck oder Sonnenstunden mit der Betriebsweise des BHKW verknüpft und ausgewertet werden. Somit generieren diese Daten einen Mehrwert für den Kunden.

Quelle: E&M Ausgabe April 2021 / Autorin: Heidi Roider

Vor einem Jahr ging das Küstenkraftwerk der Stadtwerke Kiel in Betrieb − nach mehreren Verzögerungen. Nun haben die Stadtwerke eine erste Bilanz gezogen.

Unser Küstenkraftwerk läuft und hat im ersten Jahr bereits rund 1.000.000 Tonnen CO2 gegenüber dem Vorgängerkraftwerk eingespart“, freute sich Frank Meier, Vorstandsvorsitzenderder Stadtwerke Kiel, bei der virtuellen Geburtstagsfeier Ende Januar. Das seien 70 % weniger Emissionen im Vergleich zum Vorgänger. „Ein erheblicher Beitrag für das Klima sowie zur sicheren Wärme- und Stromversorgung in Kiel.“ Das umgesetzte Erzeugungskonzept mit Gasmotoren, Wärmespeicher und Elektrodenkessel in dieser Größenordnung ist europaweit einzigartig.

Die Anlage ersetzte das im Frühjahr 2019 vom Netz gegangene Gemeinschaftskraftwerk Kiel, das als Brennstoff Kohle verfeuerte und das die Stadtwerke gemeinsam mit Uniper betrieben. Nun versorgt das Küstenkraftwerk seit einem Jahr mehr als 73.500 Kieler Haushalte, Betriebe und Einrichtungen mit ökologischer Fernwärme. Zudem speist die Anlage die erzeugte elektrische Energie in das Kieler 110-kV-Stromnetz ein, das sowohl die Wohnungen in der Landeshauptstadt als auch der umliegenden Gemeinden mit Strom versorgt. Kraftanlagen München errichtete als Generalunternehmer das Gasmotorenheizkraftwerk an der Kieler Förde.

Der Standort an der Ostsee erfordert eine flexible Technik: Wegen des hohen Anteils an Windstrom im Netz muss das Kraftwerk in der Lage sein, innerhalb kürzester Zeit die volle Leistung in das örtliche Netz einzuspeisen, um die Schwankungen in der Stromgewinnung durch Wind- und Sonnenenergie auszugleichen. Das Kraftwerk wurde daher so ausgelegt, dass es in nur fünf Minuten von null auf Volllast gefahren werden kann − möglich machen das 20 Gasmotoren von Innio, die jeweils individuell regelbar sind.

Küstenkraftwerk läuft seit einem Jahr zuverlässig

Die Anlage erzeugt bis zu 190 MW Fernwärme. Das modular aufgebaute Kraftwerk kann Netzschwankungen ausgleichen sowie Strom zur Vermarktung am Regelenergiemarkt liefern. Zur Flexibilität der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage tragen ein 60 Meter hoher Wärmespeicher mit 30.000 m3 Speichervolumen bei und ein 35-MW-Elektrodenkessel.

Quelle: Energie & Management / 1. März 2021 – HEIDI ROIDER