Starke Importe und ein Sommerüberschuss, kombiniert mit einem ambitionierten Ausbau von Solar und Wasserkraft
Kostenminimale Lösung
Dieses Szenario sucht die kostenminimale Lösung für das Energiesystem
Importe steigen an
Trotz Zubau von Solar und Wasserkraft steigen die Importe an
Solarzubau, ab 2040 beschleunigt
Solarzubau mit Fokus auf Dach-PV, begrenzter Ergänzung mit Alpin PV
Wasserkraft wächst um 10%
Produktion aus Wasserkraft wird bis 2040 um 10% gesteigert
Ausserbetriebnahme 2043
Laufzeit Kernkraftwerke knapp 60 Jahre, letztes Produktionsjahr Werk Leibstadt ist 2043
Energiemix Jahr
Produktion
Nachfrage
Produktion
2025
Gesamtproduktion 72 TWh
2050
Gesamtproduktion 84 TWh
Nachfrage
2025
Gesamtnachfrage 64 TWh
2050
Gesamtnachfrage 77 TWh
2050 Jahr
Transformation Jahr
Der Energiemix im Verlauf bis 2050
Nachfrage
Importe
genutzte Speicherreserve
PV
Wind
Hydro
Biomasse
Kernenergie
Fossil
2025 Jahr
TWh
Nachfrage
63.8
Produktion
72.3
Defizit
--
Importe --
Importe
--
Importziel überschritten
--
Produktion
72.3
genutzte Speicherreserve
--
PV 9.1
PV Dach
8
PV alpin
1.1
PV Freifläche
--
Wind
0.1
Hydro 36.6
Laufwasser
18.6
Speicher
18.1
Biomasse 2.9
Biomasse
2.9
CCS Biomasse
--
Gas --
Markt-Gaskraftwerke
--
Reserve-Erdgaskraftwerke
--
Geothermie
--
Kernenergie 23
Kernenergie
23
Neue Kernenergie
--
Fossil 0.6
Bestand fossile Kraftwerke
0.6
CCS Fossil
--
Steinkohle
--
Herausforderungen
Importziel überschritten
Das Stromgesetz setzt ein unverbindliches Importziel von 5 TWh. Dieser Wert wird zwischen 2038 und 2050 überschritten.
Hohe Import-Abhängigkeit
Steigender Importbedarf nach Abschaltung Kernkraft erfordern Einigung mit EU und Überschuss in Nachbarländern
Wenig freie Kapazität
Grösseres Risiko für Stromausfälle da Kostenminimierung zu wenig freier Kapazität führt
Öffentliche Meinung
Öffentlich Meinung muss zusätzliche Wasserkraft und höhere Staumauern akzeptieren
Hoher Sommerüberschuss
Der Sommerüberschuss steigt von 9 auf 18 TWh in 2050. Wie viel davon exportiert werden kann ist unklar.
Zusatzkosten möglich
Falls Sommerüberschuss nicht exportierbar, steigen die Kosten pro MWh an
Kosten
Gesamtkosten, Einnahmen und Subventionen in CHF bis 2050.
Gestehungskosten
232 Milliarden
Summe bis 2050
Einnahmen
195 Milliarden
bei einem unterstellten Strompreis von 75 CHF/MWh
Benötigte Subventionen
36 Milliarden
Kosten, die nicht am Markt gedeckt werden
Mittlere Kosten
8.3 Mrd./Jahr
Der Jahresmittelwert der Gesamtkosten, 8.3 Mrd. CHF pro Jahr, ist weniger als 2% des (geschätzten) Schweizer BIP 2024 (825 Mrd. CHF).
Entwicklung der LCOE
Wir nutzen Levelized Costs of Electricity (LCOE). Künftige Kosten könnten steigen, da günstigere Anlagen ersetzt werden. Hohe Nachfrage und teure Technologien wie Dach-PV erhöhen die Kosten. Ein Kostenvergleich einzelner Technologien findet sich im Expert Mode.
2020s
2030s
2040s
LCOE ⌀ CHF/MWh
Über den Autor des Szenarios
ETH Energy Science Center
Das Energy Science Center der ETH Zürich ist ein Forschungszentrum für interdisziplinäre Energiestudien. Sein integriertes Modellierungsframework "Nexus-e" ermöglicht es Forschern, Energieszenarien zu simulieren und zu analysieren, um die Energiewende der Schweiz zu unterstützen.
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Methodology reviewed by ETH Zürich