Saisonale Energiespeicherung im Überblick. Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext. Grundlagenbericht

Saisonale Energiespeicherung im Überblick Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext Grundlagenbericht akademien-schweiz.ch Vol. 20, Nr. 8, 2025 IMPRESSUM HERAUSGEBERIN UND KONTAKT Akademien der Wissenschaften Schweiz (a+) Erweiterte Energiekommission der Akademien der Wissenschaften Schweiz Haus der Akademien • Laupenstrasse 7 • Postfach • 3001 Bern • Schweiz +41 31 306 93 59 • [email protected] •go.akademien-schweiz.ch/energiekommission Akademien Schweiz ZITIERVORSCHLAG Nöthiger J, Neu U (2025) Saisonale Energiespeicherung im Überblick. Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext. Grundlagenbericht. Swiss Academies Reports 20 (8) AUTOREN Johan Nöthiger (a+/SCNAT) • Urs Neu (a+/SCNAT) BEITRAGENDE Cristina Antonini (VSG) • Christian Bach (EMPA) • Luca Baldini (ZHAW) • Corsin Battaglia (EMPA) • Robert Boes (ETH) • Konstantinos Boulouchos (ETH) • Christof Bucher (BFH) • Ali Darudi (ZHAW) • Turhan Demiray (ETH) • Paul Gantenbein (OST) • Hubert Girault (EPFL) • Gianfranco Guidati (ETH) • Michel Haller (OST) • Patrick Hofstetter (WWF) • Andreas Hurni (TNS) • Oliver Kröcher (PSI) • François Maréchal (EPFL) • Urs Meister (ELCOM) • Stefano Moretti (ETH) • Evangelos Panos (PSI) • Mario Paolone (EPFL) • Martin Rüdisüli (VSE) • Jonas Savelsberg (ETH) • Jean-Louis Scartezzini (EPFL) • Christian Schaffner (ETH) • Tilman Schildhauer (PSI) • Ingmar Schlecht (ZHAW) • Tobias Schmidt (ETH) • Thomas J. Schmidt (PSI) • Jonas Schnidrig (EPFL) • Isabelle Stadelmann-Steffen (Universität Bern) • Hannes Weigt (Universität Basel) • Simon Weiher (AXPO) • Jörg Worlitschek (HSLU) PROJEKTLEITUNG Johan Nöthiger (a+/SCNAT) WISSENSCHFTLICHER BEIRAT Energiekommission der Akademien der Wissenschaften Schweiz REDAKTION Johan Nöthiger (a+/SCNAT) TITELBILD UND GRAFIKEN Sandra Schwab LAYOUT Olivia Zwygart 1. Auflage, 2025 Hinweis: Die Erarbeitung der Berichte wurde durch das Bundesamt für Energie (BFE) finanziell unterstützt. Für den Inhalt sind allein die Akademien der Wissenschaften Schweiz verantwortlich. Der Grundlagenbericht und die Kurzfassung sind in elektronischer Form verfügbar unter go.akademien-schweiz.ch/energiekommission ISSN (print) 2297-1564 ISSN (online) 2297-1572 DOI: doi.org/10.5281/zenodo.17301218 Mit dieser Publikation leisten die Akademien der Wissenschaften einen Beitrag zum SDG 7. > sdgs.un.org > agenda-2030.eda.admin.ch/de Inhaltsverzeichnis 1 Einführung ....................................................................................................................................2 2 Die saisonale Diskrepanz ............................................................................................................4 2.1 Das heutige und zukünftige Energiesystem ................................................................................4 2.2 Saisonale Diskrepanz im Energiebedarf ......................................................................................5 2.3 Saisonale Diskrepanz der nicht-regelbaren Energieerzeugung ..................................................5 2.4 Möglichkeiten zur Verringerung der saisonalen Diskrepanz ......................................................6 2.5 Die Höhe der saisonalen Diskrepanz ...........................................................................................6 3 Saisonale Energiespeicher ...........................................................................................................8 3.1 Technische und wirtschaftliche Eigenschaften saisonaler Speicher ........................................... 8 3.2 Saisonale Speicherung im Stromsektor .......................................................................................9 3.2.1 Speicherwasserkraft ........................................................................................................9 3.2.2 Elektrizitätserzeugung aus speicherbarer Biomasse .....................................................11 3.2.3 Stromspeicherung in chemischenEnergieträgern (Power-to-X-to-Power) .................... 11 3.3 Saisonale Speicherung im Wärmesektor ....................................................................................11 3.4 Saisonale Speicherung von chemischen Energieträgern ...........................................................13 4 Integration von Speichern in saisonale Angebot-Nachfrage-Pfade ...........................................15 4.1 Saisonale Flexibilität im Stromsektor ......................................................................................... 15 4.2 Saisonale Flexibilität im Wärmesektor .......................................................................................16 4.3 Saisonale Planung von Prozessen ............................................................................................. 18 4.4 Saisonal optimierte Verwendung von Energieträgern ...............................................................19 5 Chemische Energieträger in der Schweiz ...................................................................................21 5.1 Produktionspfade chemischer Energieträger in der Schweiz .....................................................21 5.1.1 Wasserstoffproduktion ..................................................................................................22 5.1.2 Methanproduktion ........................................................................................................23 5.1.3 Produktion flüssiger Energieträger auf Kohlenstoffbasis .............................................24 5.1.4 Andere chemische Energieträger: Ammoniak, metallische Brennstoffe ......................24 5.2 Wirtschaftlichkeit von Power-to-Hydrogen in der Schweiz ......................................................25 5.3 Verfügbarkeit und saisonale Flexibilität von Biomasse ............................................................ 26 5.3.1 Potenzial und räumliche Einschränkung der energetisch nutzbaren Biomasse ..........26 5.3.2 Bewertung des Biomassepotenzials zur Reduktion der saisonalen Diskrepanz ..........27 6 Transport und Verteilung von Energieträgern ........................................................................... 28 6.1 Elektrizitätsnetz .........................................................................................................................28 6.2 Bestehende und neue Transportinfra-struktur für chemische Energieträger ...........................28 7 Importe .......................................................................................................................................29 7.1 Elektrizitätsimporte....................................................................................................................29 7.2 Importe von chemischen Energieträgern ..................................................................................30 → 8 Wirtschaftliche, rechtliche und gesellschaftliche Aspekte ........................................................32 8.1 Energiemarkt und Anreize .........................................................................................................32 8.2 Regulatorische Aspekte..............................................................................................................33 8.3 Gesellschaftliche Akzeptanz ......................................................................................................34 9 Faktoren zur Beeinflussung der saisonalen Speicherkapazität ................................................35 10 Quellenverzeichnis ..................................................................................................................... 36 11 Anhang ....................................................................................................................................... 41 11.1 Überschlagsrechnungen zur Biomassenutzung ........................................................................ 41 11.1.1 Annahmen ..................................................................................................................... 41 11.1.2 Abschätzung der Methanproduktion .............................................................................42 11.1.3 Abschätzung der Stromerzeugung und Stromeinsparungen im Winter .......................43 11.1.4 Upgrade von Biomasse mit Wasserstoff .......................................................................44 1 Einführung Die Schweiz hat sich verpflichtet, bis 2050 CO2-neutral zu werden. Da das Energiesystem heute zu etwa 75 % zu den gesamten, produktionsbasierten CO2-Emissionen der Schweiz beiträgt,1 ist es ein Schlüsselelement zur Erreichung dieses Ziels. Der Stromsektor ist heute bereits weitgehend CO2-neutral und stützt sich im Jahr 2024 zu 56 % auf Wasserkraft, zu 31 % auf Kernkraft und zu 8 % auf erneuerbare Energien.2 Der Verkehrsund der Wärmesektor setzen jedoch nach wie vor weitgehend auf fossile Brennstoffe und müssen somit in Zukunft auf andere CO2-neutrale Energieträger umgestellt werden. Dafür ist Strom eine gut geeignete Energieform, die die Gesamteffizienz erhöht, jedoch zu einem höheren Strombedarf führt. Mit dem voraussichtlichen Ausstieg aus der Kernenergie in den nächsten Jahrzehnten wird die Stromversorgung somit vor Herausforderungen stehen und auf den schnellen Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen, insbesondere Solarenergie und Windkraft neben der bestehenden Wasserkraft, angewiesen sein.3 Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Primärenergiequellen führt zu grossen täglichen, wöchentlichen und saisonalen Schwankungen im Angebot, die nicht unbedingt mit den Schwankungen der Nachfrage übereinstimmen. Um diese Diskrepanz auszugleichen, sind daher zusätzliche regelbare Stromversorgungstechnologien erforderlich. Da es voraussichtlich Zeiten geben wird, in denen das Stromangebot grösser ist als die Nachfrage, könnte der Strom gespeichert und zu Zeiten mit grösserer Nachfrage wieder bereitgestellt werden. Für kurze Zeiträume gibt es viele Möglichkeiten, diese Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage auszugleichen, darunter Batterien, Pumpspeicherkraftwerke und Nachfragesteuerung. Für längere Zeiträume, also saisonale Schwankungen, ist der Ausgleich der Diskrepanz schwieriger, da es keine einfache, effiziente und kostengünstige Möglichkeit gibt, überschüssigen Strom für die spätere Verwendung saisonal zu speichern. Nicht-regelbare Erzeugung • Laufwasserkraft • Photovoltaik • Wind • … Bedarf • Raumwärme • Prozesswärme • Mobilität • Elektrizitäts-Grundbedarf • … Saisonale Diskrepanz Zeit Jan Dez Energie Zeit Jan Dez Energie Zeit Jan Dez Energie Weitere Aspekte • Marktdesign • Technische Entwicklung • Akzeptanz • Gesetzliche Grundlagen • … Saisonale Speicherung • Wärmespeicher • Speicher chemischer Energie Importe • Elektrizität • Methan / Wasserstoff • Flüssige Energieträger • … Regelbare Erzeugung • Speicherwasserkraft • Gaskraftwerk • … Abbildung 1: Konzeptionelle Darstellung der saisonalen Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage in der Schweiz sowie der relevanten Technologien zur Überbrückung dieser Diskrepanz. Die hier dargestellten Technologien zur saisonalen Speicherung können Überschussenergie im Sommer aufnehmen und speichern. Aber auch die regelbare Erzeugung greift teilweise auf Speicher zurück, beispielsweise die Speicherwasserkraft. 3Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht Der Endenergiebedarf setzt sich aus verschiedenen Energieformen zusammen, darunter Wärme für Heizung, Warmwasser und industrielle Prozesse sowie mechanische Energie, etwa für Mobilitätsanwendungen. Dieser Bedarf muss zukünftig nicht zwingend durch Strom gedeckt werden, da mittels Sektorkopplungstechnologien – wie Wärmepumpen oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen – unterschiedliche Energieformen ineinander umgewandelt werden können. Dadurch lässt sich ein gegebener Bedarf oft durch verschiedene Energieträger decken. Die Wahl des optimalen Energieträgers hängt dabei nicht nur von technischen und wirtschaftlichen Aspekten ab, sondern wird auch durch externe Faktoren beeinflusst. Dazu zählen die zeitliche und räumliche Verfügbarkeit der Energiequelle (z. B. intermittierende Windund Solarenergie oder begrenzte Biomassepotenziale), die Speicherfähigkeit der Energieträger, sowie regulatorische Rahmenbedingungen und gesellschaftliche Akzeptanz. Daher ist es bei der Diskussion über saisonale Speicher von entscheidender Bedeutung, nicht nur die technischen Aspekte der Technologie an sich, sondern auch deren Integration in das breitere multisektorale Energiesystem zu berücksichtigen. Ebenso wichtig ist es, die kontextuellen Faktoren zu identifizieren, die die Auswahl, Kapazität und den Betrieb von Speichern beeinflussen. Dazu zählen die gesellschaftliche Akzeptanz, regulatorische Rahmenbedingungen und wirtschaftliche Erwägungen. Darüber hinaus sollte die saisonale Speicherung nicht als zusätzliches Element betrachtet werden, das einem funktionierenden Energiesystem hinzugefügt werden kann. Die grössten Vorteile der Integration saisonaler Speicher lassen sich erzielen, wenn die zugehörige Energieinfrastruktur auf saisonale Speicher ausgelegt ist, einschliesslich saisonaler Betriebsmechanismen. Dadurch wird die Abstimmung zwischen Angebot und Nachfrage durch den saisonal optimierten Betrieb von Erzeugungs-, Umwandlungsund Verbrauchstechnologien in Verbindung mit saisonalen Speichern erreicht. Um der Vielschichtigkeit und Komplexität des Themas der saisonalen Energiespeicherung gerecht zu werden, wird es in diesem Grundlagenbericht aus verschiedenen Perspektiven beleuchtet. Es werden Zusammenhänge aufgezeigt, auf Limitationen hingewiesen und die praktische Machbarkeit eingeschätzt, um eine verständliche und umfassende Übersicht zu bieten. Dadurch soll eine Einschätzung ermöglicht werden, welche Rolle saisonale Speicher im Kontext der Schweizer Energietransformation einnehmen können und durch welche Aspekte der Speicherbedarf massgeblich beeinflusst wird. Es wurden keine eigenen Modellierungen sowie quantitativen Abschätzungen durchgeführt mit Ausnahme der in Anhang 11.1 aufgeführten Überschlagsrechnung zur saisonalen Biomasseverfügbarkeit. Der Bericht stützt sich auf die bestehende Fachliteratur und wurde durch die Mitarbeit zahlreicher Expertinnen und Experten in Form von Interviews, Fragebögen und mehrmaligen Feedbackrunden erstellt, um breit abgestützt, umfassend und relevant zu sein. 4 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 2 Die saisonale Diskrepanz Um die Transformation des Energiesystems zu verstehen, wird zunächst das heutige Energiesystem mit den bereits verfügbaren saisonalen Speichern umrissen und die groben zukünftigen Entwicklungsprognosen aufgezeigt. Anschliessend werden die Nachfragemuster, Zukunftsprognosen sowie die Entwicklung und Eigenschaften des Energieangebots genauer betrachtet, um die Entstehung der Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage aufzuzeigen. 2.1 Energiemengen des heutigen und zukünftigen Energiesystems Der Energieeinsatz im Schweizer Energiesystem lag 2024 bei rund 300TWh pro Jahr. Davon entfielen 239TWh auf importierte Energieträger, wobei gleichzeitig 45TWh exportiert wurden.4 Den grössten Teil der importierten Energieträger machten mit 139TWhLHV fossile Energieträger aus, gefolgt von Kernbrennstoffen mit 70TWh. Aufgrund von Umwandlungsverlusten reduzierte sich der Energieeinsatz von 300 TWh auf einen Endenergieverbrauch von 216TWh.4 Zukunftsszenarien schätzen den Endenergieverbrauch im Jahr 2050 auf etwa 160 TWh – 180 TWh, 5–7 wovon 70 – 90TWhel auf Strom 8 und 22 – 47 TWhLHV auf chemische Energieträger wie Wasserstoff, biogenes oder synthetisches Methan und Kerosin (für die Luftfahrt) entfallen. a 3, 5–7 Die Basisszenarien von Energiesystemstudien weisen für das Jahr 2050 Nettoimporte von Strom in Höhe von 6 – 9TWhel aus.b In den Szenarien wird ausserdem der Grossteil der chemischen Energieträger importiert.3,5–7 Modellresultate, in denen die Stromimporte im Winter auf 5TWhel begrenzt werden, um den im Energiegesetz festgelegten Zielen zu entsprechen, kompensieren die Reduktion der Stromimporte entweder durch einen verstärkten Ausbau der Windenergie oder, wenn dies aufgrund angenommener Akzeptanzprobleme nicht möglich ist, durch einen verstärkten Gasimport.9 Heute verfügt die Schweiz über grosse Speicherkraftwerke, die eine gewisse saisonale Speicherkapazität für die Stromerzeugung bieten (mit einer theoretischen Kapazität von a In Energiesystemstudien werden Flugtreibstoffe in der Regel nicht berücksichtigt und sind daher in Energiebilanzen entweder nicht enthalten oder separat aufgeführt. In diesem Bericht wurden sie jedoch, basierend auf den Energieperspektiven 2050+, mit eingerechnet. b Hierfür ist der Abschluss des Stromabkommens mit der EU notwendig. Ohne Abkommen kann sich die Möglichkeit, Strom im Winter zu importieren, stark reduzieren (siehe Diskussion in Kapitel 7.1) 8,9TWhel; siehe Kapitel 3.2.1). Zusätzlich wird ein Teil der Biomasse saisonal genutzt (hauptsächlich für Raumwärme), aber fossile, flüssige Brennstoffe stellen den grössten Teil der saisonalen Flexibilität dar, mit einer beträchtlichen Kapazität von etwa 40TWhLHV.10 Gas wird kontinuierlich importiert, ohne eine nennenswerte inländische Speicherung. Allerdings sind die Versorgungsunternehmen derzeit verpflichtet, mindestens 15 % ihres jährlichen Gasbedarfs in ausländischen Speichern zu sichern,c was etwa 6TWhLHV entspricht. Die saisonale Verteilung der Energieverfügbarkeit bzw. -erzeugung und des -verbrauchs sowie die daraus resulc Art 2 Ziff 2 Verordnung über die Sicherstellung der Lieferkapazitäten bei einer schweren Mangellage in der Erdgasversorgung Kasten 1: Verschiedene Energieformen Die Einheit für Energie ist «Joule» (J). Im Zusammenhang mit dem Energiesystem wird auch oft von «Watt» (W) gesprochen, was einem «Joule pro Sekunde» (W = J/s) entspricht und als «Leistung» bezeichnet wird. Eine Menge Energie, die z. B. in einem Energiespeicher gespeichert ist, wird oft als «Leistung mal Zeit» angegeben, also z. B. einer Wattstunde (Wh). Ein Speicher mit einer Wattstunde Kapazität kann somit für eine Stunde ein Watt liefern bis er leer ist, oder für eine halbe Stunde zwei Watt etc. Weil im Rahmen der Diskussion über das Energiesystem oft von einer grossen Menge Energie gesprochen wird, sind fast alle Angaben in diesem Bericht in Terrawattstunden (TWh) angegeben, was einer Billion Wattstunden entspricht. Für die Angabe der Speicherkapazität ist es zunächst egal, ob die Energie als Strom, Wärme oder in einem Stoff chemisch gebunden vorliegt. Für die Handhabung die Energie und insbesondere für deren Umwandlung ist die Form jedoch sehr relevant. Es wird deshalb in diesem Bericht in der Regel angegeben, in welcher Form Energie vorliegt. Elektrische Energie wird mit einem «el» versehen (z. B. Whel), thermische Energie mit «th» (z. B. Whth) und chemische Energie meist mit «LHV» (z. B. WhLHV). «LHV» steht hier für «lower heating value» und bezeichnet den unteren Heizwert eines chemischen Energieträgers. Es ist wichtig anzumerken, dass zwar die Energiemenge aller Formen pro Einheit gleich sind (Wel = Wth = WLHV), aufgrund von beispielsweise Umwandlungsverlusten aber nicht die gleiche «Nützlichkeit» für das Energiesystem haben. 5Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht tierende Diskrepanz bzw. die benötigte Speicherkapazität hängen von vielen verschiedenen Faktoren ab. Ohne die Festlegung heute noch unbekannter Parameter kann somit der zukünftige Speicherbedarf nicht seriös eingeschätzt werden (siehe Diskussion in Kapitel 2.5). 2.2 Saisonale Variation des Energiebedarfs Der Energiebedarf der Schweiz variiert je nach betrachtetem Zeitraum. Für das Energiesystem sind vor allem der Tag-Nacht-Zyklus, der Wochenzyklus und der Jahreszyklus relevant. Bereits heute weist der Bedarf auf allen Zeitskalen grosse Schwankungen auf, die durch regelbare Erzeugung und Speicherung ausgeglichen werden müssen. Die jährlichen Bedarfsschwankungen in der Schweiz werden stark von saisonalen Wetterbedingungen beeinflusst, insbesondere von den kälteren Temperaturen im Winter. Diese beeinflussen das menschliche Verhalten vor allem in Bezug auf den Heizund Kühlbedarf, aber auch in geringerem Masse in Bezug auf Mobilität und Beleuchtung. Die höchste saisonale Schwankungsbreite weist der Wärmebedarf auf, insbesondere für Raumheizung (siehe Abb. 2). Mit 48,7 % des Endenergiebedarfs ist der Wärmesektor heute der grösste Verbraucher von Primärenergie. Im Jahr 2023 wurden 55,5 TWhth für Raumwärme, 12,5 TWhth für Warmwasser und 24,7TWhth für Prozesswärme verbraucht.11 Im Wärmesektor ist die Raumwärme für gewerbliche und private Gebäude daher für fast 60 % des Wärmebedarfs verantwortlich. Insbesondere der Raumwärmebedarf unterliegt sehr starken saisonalen Schwankungen und ist somit der Haupttreiber für die saisonale Variation auf der Verbrauchsseite (siehe Abbildung 2). Der industrielle Wärmebedarf und der Warmwasserbedarf weisen dagegen nur geringe saisonale Schwankungen auf.12 Aufgrund milderer Wintertemperaturen durch die Klimaerwärmung sowie besserer Gebäudedämmung, effizienterer Heizsysteme sowie erhöhten Kühlbedarf im Sommer wird der Unterschied beim Energieverbrauch im Wärmesektor zwischen Sommer und Winter im Jahr 2050 wahrscheinlich etwas weniger ausgeprägt sein. Der heutige Strombedarf weist eher geringe saisonale Schwankungen auf, wobei der Bedarf in den Wintermonaten etwas höher ist (siehe Abbildung 2). Von diesem gesamten Strombedarf werden bereits heute 2,8 TWhel Strom für durch Wärmepumpen verwendet,13 was 9,2 % des Winterverbrauchs entspricht.2 Da die Zahl der Wärmepumpen und somit der Verbrauch in Zukunft jedoch signifikant ansteigen könnten, werden die saisonalen Unterschiede beim Strombedarf ausgeprägter ausfallen aufgrund der Kopplung mit dem Wärmesektor. Der Strombedarf für die Mobilität und Datenzentren etc. wird zwar ebenfalls stark ansteigen, aber relativ konstant über das Jahr verteilt sein, sodass die saisonalen Unterschiede des Bedarfs dadurch nicht wesentlich verstärkt oder reduziert werden. Abbildung 2: Normalisierte jährliche Variation des Stromendverbrauchs (Durchschnitt der letzten 5 Jahre, basierend auf 14), des Mobilitätsbedarfs (Tägliche Distanz des Individualverkehrs pro Saison im Jahre 2021, basierend auf 15) und des Raumwärmebedarfs (basierend auf 16). 2.3 Saisonale Variation der nicht-regelbaren Energieerzeugung Um die Kohlenstoffintensität der Energieerzeugung und -umwandlung zu reduzieren, wird das Energiesystem in den meisten Sektoren zunehmend elektrifiziert werden. Insbesondere die Bereiche Mobilität und Wärmeerzeugung sind davon betroffen. Dadurch wird sich der jährliche Strombedarf von derzeit rund 60TWhel auf 70 – 90 TWhel im Jahr 2050 erhöhen.5–7 Durch den Ausstieg der Schweiz aus der Kernenergie in den kommenden Jahrzehnten wird zusätzliche Stromerzeugungskapazität benötigt, um dies auszugleichen. Neben den 33 – 37 TWhel aus Wasserkraft, die bereits heute weitgehend vorhanden sind,17 wird diese Lücke in der Stromerzeugung voraussichtlich hauptsächlich durch Photovoltaik (PV) mit einer geschätzten Jahresproduktion von 16 – 46 TWhel sowie durch Windkraft mit einer Jahresproduktion von 0 – 7TWhel geschlossen werden.3, 5–7 Das saisonale Muster der genannten, nicht regelbaren Versorgungstechnologien zeigt eine höhere Stromproduktion in den Sommermonaten, insbesondere bei Dach-PV und Laufwasserkraftwerken (siehe Abb. 3). Die Speicherwasserkraft produziert dank der Speicherseen ähnlich viel Strom im Sommer wie im Winter.2 Ausnahmen bilden Windkraft mit der höchsten Produktion in den Wintermonaten und alpine PV mit der höchsten Produktion im Normalisierte Stromerzeugungsprofile nicht regelbarer Technologien Monat Alpin-PV Dach-PV Wind Laufwasserkraft 16% 12% 8% 4% 0% 123456789101112 Normalisierter Energiebedarf im saisonellen Verlauf Monat Strom Mobilität Raumwärme 16% 12% 8% 4% 0% 123456789101112 6 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 Frühjahr, wie in Abbildung 3 dargestellt. Da die Schweiz voraussichtlich stark auf Dach-PV und Wasserkraft angewiesen sein wird, um den steigenden Strombedarf zu decken und die Kernkraftwerke zu ersetzen, ergibt sich ein ausgeprägtes saisonales Stromerzeugungsmuster. Abbildung 3: Normalisierte Variation der Stromerzeugung im Jahresverlauf der alpinen Photovoltaik (basierend auf 18), von Wind und Dach-PV (basierend auf 19) und der Laufwasserkraft (basierend auf 5). 2.4 Möglichkeiten zur Verringerung der saisonalen Diskrepanz Der Grossteil der Energieerzeugung in zukünftigen Energiesystemen wird auf nicht-regelbaren Technologien basieren, wie in Kapitel 2.3 diskutiert. Die Produktion ist dabei in den Sommermonaten höher als im Winter. Da zusätzlich der Raumwärmebedarf im Winter am höchsten ist, kommt es zu einer saisonalen Diskrepanz zwischen Energieangebot und -nachfrage. Im Folgenden werden einige mögliche Lösungen für diese Herausforderung vorgestellt. Es ist wichtig zu beachten, dass keine einzelne Lösung ausreicht, um das Problem allein zu lösen. Vielmehr kann eine Kombination von Lösungen, bei der die jeweiligen Stärken gut miteinander kombiniert werden, eine vorteilhafte Lösung bieten. Ladbare saisonale Speicher: Bei hoher Energieverfügbarkeit kann Energie in saisonale Speicher überführt und bei Bedarf – etwa in Zeiten geringer Verfügbarkeit – wieder genutzt werden. Ladbare Speicher stehen derzeit nur für thermische und chemische Energieformen zur Verfügung. Um elektrische Energie saisonal zu speichern, muss sie daher zunächst in eine dieser Formen umgewandelt werden. Regelbare Versorgung mit Zuflussspeichern: Zuflussspeicher wie Speicherwasserkraftwerke nutzen natürliche Energiezuflüsse (z. B. Niederschläge oder Schmelzwasser), die gespeichert und bedarfsgerecht abgegeben werden können. Sie eignen sich besonders gut, um Energie bereitzustellen, wenn fluktuierende Quellen wie Wind oder Sonne kurzfristig oder saisonal nicht ausreichen. Diese Speicher können jedoch nicht aktiv mit überschüssiger Energie aufgeladen werden und sind daher nicht direkt für die Übertragung von Sommerauf Winterenergie geeignet. Ihre saisonale Verfügbarkeit kann jedoch indirekt optimiert werden, indem sie in Zeiten hoher Energieverfügbarkeit weniger genutzt werden, um sie für spätere Engpässe zu schonen. Stromerzeugung mit günstigem saisonalem Profil: Ein höherer Anteil an nicht-regelbaren Technologien mit saisonal vorteilhaften Erzeugungsprofil – insbesondere Windkraft und Alpinsolaranlagen – kann helfen, die saisonale Diskrepanz zwischen Erzeugung und Verbrauch zu verringern. Dadurch sinkt der Bedarf an ergänzenden Massnahmen wie saisonalen Speichern. Überdimensionierung und gezielte Abregelung: Eine gezielte Überdimensionierung erneuerbarer Erzeugungsanlagen mit ungünstigem saisonalem Profil – etwa von DachPhotovoltaik – kann, entgegen der Intuition, saisonale Defizite reduzieren. Wird im Sommer mehr Strom produziert als benötigt, kann die Anlage abgeregelt werden, während die gesteigerte Gesamtkapazität auch im Winter zu höheren Erträgen führt. Solange die Abregelung wirtschaftlich vertretbar bleibt, stellt diese Strategie eine valable Option zur Reduktion der Winterlücke dar. Energieimporte: Importe können die inländische Energieversorgung ergänzen und, bei gesicherter Verfügbarkeit, den Bedarf an saisonaler Speicherung reduzieren oder ganz ersetzen. Bereits heute werden Strom, Methan und flüssige Brennstoffe importiert; künftig könnte auch Wasserstoff hinzukommen (und dann z. B. Gaskraftwerke antreiben). Die Möglichkeit von Importen schliesst jedoch Speicher nicht aus: Eine saisonale Pufferung importierter Energie kann die Versorgungssicherheit erhöhen und Preisschwankungen glätten. Nachfragesenkung und -flexibilisierung: Die Anpassung der Nachfrage an das Angebot trägt wesentlich zur Entlastung des Energiesystems bei. Kurzfristig können flexible Verbraucher wie Wärmepumpen oder Elektrofahrzeuge ihre Last verschieben und die Stromnachfrage an die Erzeugung anpassen. Bei saisonaler Zeitskalen gestaltet sich die Flexibilisierung anspruchsvoller. Dennoch können Massnahmen wie bessere Gebäudeisolation, effiziente Heizsysteme, Nutzung industrieller Abwärme, technische Effizienzsteigerungen und verändertes Nutzungsverhalten helfen, den Energiebedarf im Winter zu senken und so die saisonale Diskrepanz zu reduzieren. Normalisierte Stromerzeugungsprofile nicht regelbarer Technologien Monat Alpin-PV Dach-PV Wind Laufwasserkraft 16% 12% 8% 4% 0% 123456789101112 Normalisierter Energiebedarf im saisonellen Verlauf Monat Strom Mobilität Raumwärme 16% 12% 8% 4% 0% 123456789101112 7Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht speichern, dem einfachsten Typ Phasenwechselspeicher, wird ein Wassertank verwendet, der durch Wärmeentzug mittels einer Wärmepumpe gefroren wird. Der Phasenwechsel führt zu einer relativ hohen Energiedichte. Die Ladung erfolgt in der Regel über thermische Solarkollektoren oder Wärmepumpen (zur Raumkühlung). Bei einer Temperatur von 0 °C kann der Wirkungsgrad des Speichers für Heizzwecke über 100 % liegen, da die Umgebungstemperaturen im Allgemeinen höher sind, sodass ständig Wärme in den Speicher fliesst. Eisspeicher eignen sich besonders für platzlimitiert Umgebungen, die daher eine hohe Energiedichte erfordern und in denen die Installation von Wärmepumpen-Luftaustauschern schwierig ist.38 Ähnliche Systeme verwenden andere Phasenwechselmaterialien (engl. «Phase Change Materials», PCM) mit höheren Schmelzpunkten als Wasser, was eine höhere Effizienz der Wärmepumpe ermöglicht. Diese PCMs sind jedoch in der Regel teurer als reines Wasser und befinden sich zum Grossteil noch im Entwicklungsstadium.16 Sorptionspeicher Thermochemische (Sorptions-)Speicher bieten eine Möglichkeit zur langfristigen Wärmelastverschiebung durch die Speicherung von chemischem Potenzial. Dieser Ansatz ermöglicht im Vergleich zu herkömmlichen Wasserspeichersystemen höhere volumetrische Energiespeicherdichten sowie hohe langfristige Speichereffizienzen, selbst im Gebäudebereich. Es ist jedoch eine vergleichsweise komplexere und teurere technische Installation erforderlich und die Leistung ist stark von der Anwendungstemperatur abhängig. Zudem befindet sich diese Technologie noch im Entwicklungsstadium.16, 38 3.4 Saisonale Speicherung von chemischen Energieträgern Da die Speicherung von festen und flüssigen Energieträgern trivial und gut etabliert ist, wird sich dieser Teil auf die Speicherung von gasförmigen Energieträgern konzentrieren. In der Schweiz gibt es derzeit keine grossen Gasspeicher, aber die Versorgungsunternehmen sind verpflichtet, Vereinbarungen mit europäischen Speicheranbietern zu treffen, um mindestens 15 % des jährlichen Bedarfs zu sichern.i Zudem bestehen Solidaritätsvereinbarungen zwischen der Schweiz und Frankreich, Deutschland sowie Italien, um eine sichere Gasversorgung zu gewährleisten.39, 40 Für die Speicherung gasförmiger Energieträger in grösserem Umfang hat die Schweiz folgende Möglichkeiten: i Art. 2 Ziff. 2 Verordnung über die Sicherstellung der Lieferkapazitäten bei einer schweren Mangellage in der Erdgasversorgung Ausgekleidete Felskavernen Ausgekleidete Felskavernen (engl. «Lined Rock Caverns», LRCs) sind künstlich geschaffene mit Beton und Edelstahl oder Polymeren ausgekleidete Kavernen.41 Diese Technologie erfordert pro Kapazität eine grössere Kapitalinvestition als die Speicherung in porösem Gestein (siehe Abschnitt zu Porenspeichern). Sie können jedoch in verschiedenen geologischen Umgebungen eingesetzt werden und sind auch für die Wasserstoffspeicherung geeignet. In der Schweiz ist derzeit im Oberwallis ein Felskavernenspeicher mit einer Kapazität von etwa 1,2TWhCH4 geplant.42 Obwohl LRCs Wasserstoff speichern können, bedeutet dessen geringere Energiedichte, dass pro Volumeneinheit weniger Energie gespeichert werden kann als bei Methan (um den Faktor 3,243). Damit würde sich die Kapazität des geplanten LRC im Oberwallis auf rund 0,4TWhH2 reduzieren. Obwohl in Skallen, Schweden, ein kommerzielles LRC für die Methanspeicherung in Betrieb ist,44 und in Luleå, Schweden ein Wasserstoff-LRC-Projekt läuft,45 ist das Wissen, insbesondere für grosse Kapazitäten, aktuell sehr begrenzt. Kryotanks Die kryogene Speicherung von verflüssigten Gasen in grossen isolierten Tanks ist möglich, verringert jedoch die Effizienz, da im Falle von Methan etwa 10 % des Energiegehalts für die Verflüssigung benötigt werden.46 Die Verluste bei der Wasserstoffverflüssigung sind noch grösser, da viel niedrigere Temperaturen erreicht werden müssen (–253°C für Wasserstoff gegenüber –162°C für Methan). Die Entladungsrate solcher Speicher ist langsam, da die Flüssigkeit zunächst vergast werden muss. Das Potenzial für die dynamische Druckstabilisierung von Gasnetzen ist daher begrenzt. Aufgrund der hohen Investitionsund Betriebskosten dieser Speichertechnologie wird ein grossflächiger Einsatz für die saisonale Energiespeicherung als unwahrscheinlich betrachtet.47 Porenspeicher In Europa werden für die meisten Erdgasspeicher poröses Gestein und erschöpfte Gasfelder genutzt.47 Ob solche geologischen Formationen in der Schweiz vorhanden sind, ist derzeit jedoch unklar. Grobe Abschätzungen des Potenzials für die CO2-Speicherung in ähnlichen geologischen Formationen in der Schweiz deuten jedoch darauf hin, dass geeignete geologische Formationen (poröses Gestein mit undurchlässigem Deckgestein) prinzipiell vorhanden sind. Dennoch bestehen erhebliche Unsicherheiten bezüglich des tatsächlichen Potenzials.48, 49 Ausserdem ist poröses Gestein für die Wasserstoffspeicherung möglicherweise weniger geeignet, da Bakterien einen Teil des Wasserstoffs in Methan umwandeln können.46 14 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 Salzkavernen Salzkavernen sind in Europa für die Speicherung gasförmiger chemischer Energieträger weit verbreitet.50 Salzkavernen haben in der Regel geringere Investitionskosten als Felskavernen, da sie einfacher zu bauen sind (es ist keine Auskleidung erforderlich), während sie ähnliche technische Eigenschaften in Bezug auf den Betrieb bieten (d.h. Lade-/Entladerate, Reinheit des gespeicherten Gases und Druck).51 In der Schweiz ist das Vorhandensein geeigneter, dicker Salzschichten öffentlich wenig bekannt, obwohl es Salzlagerstätten gibt. Diese sind jedoch in der Regel nicht sehr dick.52 Bestehende, erschöpfte Salzkavernen aus der Steinsalzgewinnung sind für eine Umnutzung als Gasspeicher ungeeignet. Zukünftige Kavernen könnten jedoch theoretisch für eine spätere Nutzung als Gasspeicher gebaut werden.53 Ausländische Speicher Verträge mit ausländischen Speicheranbietern, die einen garantierten Zugang bieten, sind angesichts der grossen verfügbaren Kapazitäten wahrscheinlich die kostengünstigste Option, da die reinen Speicherkosten geschätzt weniger als die Hälfte der inländischen LRCs betragen.47 Sie ermöglichen jedoch keine Dienstleistungen wie die dynamische Stabilisierung des Gasnetzes, und die Schweiz bleibt der Volatilität der Importpreise ausgesetzt. Zugriffshäufigkeit, Reaktionszeit und Notfallregelungen hängen ausserdem stark von den Vertragsbedingungen ab.47 Von den verfügbaren Technologien zur Gasspeicherung im Inland scheinen Felskavernen die kosteneffizienteste Option für mittlere bis grosse Anlagen zu sein. Eine Untersuchung zeigt, dass etwa 1,3TWhCH4 inländischer Gasspeicherkapazitäten von systemischer Bedeutung sind, wenn sie zusammen mit Gasspeichern im Ausland genutzt werden, da sie Kosten sparen und die Versorgungssicherheit im Falle einer plötzlichen Unterbrechung der Importe deutlich erhöhen können.47 Da Wasserstoff um 2040 – 2050 in der Schweiz wichtig werden könnte, sollten Methanspeicher wasserstofftauglich gebaut werden. Falls in der Schweiz grosse Gas-Reservekraftwerke installiert werden, würden diese beim plötzlichen Hochfahren viel Gas aus dem Gasnetz ziehen. Das könnte dort einen signifikanten Druckabfall auslösen. Grosse LRCs können durch ihre schnelle Entladefähigkeit das Gasnetz stabilisieren, wenn diese Kraftwerke eingeschaltet werden und sich in der Nähe des Speichers befinden.47 Wenn die Schweiz jedoch, wie derzeit, nur einen Teil des Gases im Ausland sichert oder Gas in flüssiger Form speichert, wird eine dynamische Stabilisierung des Gasnetzes nicht möglich sein. Voraussichtlich werden dann zusätzliche Kurzzeitspeicher (z. B. Röhrenspeicher) benötigt. 15 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht 4 Integration von Speichern in saisonale Angebot-Nachfrage-Pfade Das Energiesystem erfüllt die zentrale Aufgabe, Primärenergiequellen zu erschliessen, Energie in nutzbare Formen umzuwandeln, diese zu speichern und zu transportieren, um schliesslich den Energiebedarf zeitlich, örtlich und qualitativ bedarfsgerecht zu decken. Die Integration saisonaler Energiespeicher in diese Abfolge von Angebot und Nachfrage ermöglicht nicht nur eine zeitliche Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch, sondern beeinflusst potenziell auch die Struktur und Auswahl der Energiepfade. Dies liegt unter anderem daran, dass sich nicht alle Energieträger gleich gut für eine saisonale Speicherung eignen und so für eine Speicherung zusätzliche Umwandlungsschritte notwendig werden. Wie in Abbildung 4 dargestellt, besteht zudem eine enge Wechselwirkung zwischen saisonalen Speichern und Sektorkopplungstechnologien. Letztere sind teilweise erforderlich, um Energie in eine speicherfähige Form – etwa synthetische Energieträger oder thermische Energie – zu überführen. Die Verfügbarkeit geeigneter Speicher beeinflusst somit entscheidend, welche sektorübergreifenden Konversionsund Transportprozesse energetisch und wirtschaftlich sinnvoll sind. Die saisonale Energiespeicherung ist daher nicht als nachträgliche Ergänzung eines bestehenden Energiesystems zu verstehen. Sie muss vielmehr als integraler Bestandteil in die Systemarchitektur eingebunden werden, Bedarf • Elektrizität • Raumwärme • Prozesswärme • PKW • Aviation • Schwertransport Angebot-Nachfrage-Pfade Nicht-regelbare Erzeugung • PV/Alpin-PV • Wind • Laufwasserkraft • Therm. Solarkollektor Grundlast Erzeugung • Kernkraft • Müllverbrennung • Vergärung/Vergasung nasser Biomasse Regelbare Erzeugung • Speicherwasserkraft • Tiefengeothermie • Umweltwärme • Trockene Biomasse Importe Strom Wärme Chemische Energie Bedarfsdeckung Bedarfsdeckung Umwandlung Speicherung Sektorkopplungstechnologien • Backup-Kraftwerk • Wärme-Kraft-Kopplung • Wärmepumpe • Boiler • Brennstoffzelle • Elektrolyeur • Treibstoffsynthese Aufladbare saisonale Speicher • Umgebungstemp. Wärmespeicher • Nutztemp. Wärmespeicher • Speicher chemischer Energie Umwandlung Speicherung Bedarfsdeckung Abbildung 4: Konzeptionelle Darstellung der Angebot-Nachfrage-Pfade. Es stehen verschiedene Erzeugungstechnologien zur Auswahl, die unterschiedliche Energieträger liefern. Mittels Sektorkopplungstechnologien und saisonalen Speichern können diese ineinander umgewandelt und gespeichert werden. Zu beachten ist, dass Strom nicht wirtschaftlich direkt saisonal gespeichert werden kann. Nicht regelbare Erzeugungs technologien liefern unregelmässig Energie, während Grundlasterzeuger aufgrund ihrer wirtschaftlichen und technischen Eigenschaften einen relativ konstanten Output haben und teilweise regelbar sind. Regelbare Energiequellen können aufgrund von Speicherung (z. B. Speicherwasserkraft) bzw. dem ständige n Vorhandensein der Energie (z. B. Umweltwärme) bedarfsangepasst Energie liefern. 16 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 um eine optimale Nutzung von Ressourcen, Infrastruktur und Flexibilitätspotenzialen zu gewährleisten. 4.1 Saisonale Flexibilität im Stromsektor Um die Rolle, Vorteile und Grenzen der saisonalen Speicherung innerhalb des Energiesystems und im spezielleren im Stromsektor zu verstehen, müssen bei der Diskussion sowohl direkte als auch indirekte Alternativen zur Stromspeicherung in Betracht gezogen werden. Im Stromsektor gewinnt Flexibilität über alle Zeitskalen hinweg zunehmend an Bedeutung. Zwar können viele Technologien kurzfristige Flexibilität (bis zu einigen Tagen) bieten, doch die saisonale Speicherung ist eine der wenigen Optionen für langfristige Flexibilität. Trotz ihres primären Wertes für saisonale Anwendungen können sie aber auch zur Deckung des kurzfristigen Flexibilitätsbedarfs beitragen. In Kapitel 2.4 werden Alternativen zur saisonalen Speicherung erörtert. Diese Alternativen können zwar nicht direkt die saisonale Speicherung ersetzen, aber sie können die Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage verringern und damit den Bedarf an saisonaler Speicherung reduzieren. Jede Alternative hat jedoch ihre Einschränkungen. Der Ausbau von Wind und Alpin-Photovoltaik steht derzeit vor grossen Herausforderungen, vor allem in Bezug auf die Akzeptanz (Wind) und die Wirtschaftlichkeit (Alpin-PV). Grosse Gasturbinen und Stromimporte sind auf importierte Energie angewiesen, was Bedenken hinsichtlich der Unabhängigkeit des Energiesystems aufwirft (siehe Diskussion in Kapitel 7). Während die Verlängerung der Laufzeit bestehender Kernkraftwerke attraktiv sein kann,9 ist die Wirtschaftlichkeit des Baus neuer Anlagen in einem von erneuerbaren Energiequellen dominierten System fraglich.54 In einem solchen System sind flexible Generatoren wie Gasturbinen mit niedrigen Investitionsund eher hohen Betriebskosten, die die Restlast abdecken und/oder als Reservegeneratoren dienen, attraktiver. Darüber hinaus ist es höchst unwahrscheinlich, dass neue Kernkraftwerke vor 2050 in Betrieb genommen werden können,54 was bedeutet, dass die Transition des Energiesystems im Einklang mit der Energiestrategie 2050 auf alternative Technologien angewiesen sein wird. Saisonale Speichertechnologien können grundsätzlich dazu beitragen, die Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage zu verringern. Die Speicherwasserkraft ist bereits heute ein zentraler Bestandteil der Stromversorgung und produziert mit gespeichertem Wasser vor allem dann Strom, wenn die Preise hoch sind. Während die Produktion kurzfristig stark schwanken kann, was zur kurzfristigen Flexibilität beiträgt, treten Hochpreisperioden mit hoher Stromproduktion hauptsächlich im Winter auf, was auch auf einen saisonalen Betrieb hindeutet. Kleine Wärmespeicher mit Strom-Wärme-Umwandlung (z. B. Wärmepumpen), die an das Stromverteilnetz angeschlossen sind, sowie grosse Wärmespeicher in Wärmenetzen mit Strom-Wärme-Umwandlung (z. B. Grosswärmepumpen), die an höhere Netzebenen angeschlossen sind, können die Stromnachfrage auf kurzfristigen und saisonalen Zeitskalen beeinflussen. (Siehe Kapitel 4.2 für eine Diskussion). Erste Schätzungen deuten darauf hin, dass die potenziellen Stromeinsparungen durch Wärmespeicher bis zu 4TWhel im Winter betragen könnten.20, 29 Auch die Synthese chemischer Energieträger wie Wasserstoff kann Strom aufnehmen, wenn er verfügbar ist, und ihn bei Bedarf wieder zurückwandeln (Power-to-Gas-to-Power). Da der Syntheseprozess jedoch wirtschaftlich von einer konstanten Stromverfügbarkeit über einen längeren Zeitraum profitiert, ist er nicht optimal zur Absorption von Stromspitzen. Stattdessen ist möglicherweise eine zusätzliche Kurzzeitspeicherung notwendig sein, um hohe Auslastungsgrade und einen systemschonenden Betrieb zu erreichen (siehe Kapitel 5.2 für eine Diskussion). Ausserdem erfordert Power-to-Gas-to-Power saisonale Gasspeicher (z. B. LRCs) für die saisonale Nutzung. In vielen Fällen sind jedoch Alternativen zur saisonalen Speicherung, wie beispielsweise die Windkraft, wirtschaftlich attraktiver. Die erforderliche Höhe der saisonalen Flexibilität und damit die erforderliche Art und Kapazität der saisonalen Speicherung sowie ihre Rolle im Stromsystem hängen in hohem Masse davon ab, inwieweit diese Alternativen umgesetzt werden oder verfügbar sind. 4.2 Saisonale Flexibilität im Wärmesektor Da der Wärmesektor zu den grössten Verursachern der saisonalen Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage im Energiesystem zählt, ist die Wärmebereitstellung – insbesondere die Raumheizung in Kombination mit Wärmespeichern – ein wichtiges Mittel, um diese Diskrepanz zu reduzieren. Es gibt viele Möglichkeiten, Raumwärme mit saisonaler Speicherintegration bereitzustellen und gleichzeitig zusätzliche Flexibilität im Energiesystem zu ermöglichen, welche im Folgenden diskutiert werden. Wärmepumpen Wärmepumpen sind für die Entladung von Wärmespeichern auf Umgebungstemperatur notwendig, können jedoch im Sommer auch zum Laden sowohl von Umgebungsals auch von Nutztemperatur-Wärmespeichern eingesetzt werden. Die Nutzung von Wärmespeichern auf Umgebungstemperatur steigert die Effizienz von Wärme17 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht Umgebungswärme Speicherung Erdbeckenspeicher (PTES) Erdreichspeicher (BTES) Umgebungsluft, Seen, Flüsse, Grundwasser Aquiferspeicher (ATES) Tankspeicher (TTES) Eisspeicher Andere Phasenwechselspeicher Sorptiosspeicher Abwärme Wärme-KraftKopplung Wärme-KraftKopplung (Grundlast) Heizkessel Tiefengeothermie Thermische Kollektoren Gebäude (Raumkühlung) Verteilung Fernwärme (und -kälte) Nutztemperatur Niedertemperatur Nutztemperatur Niedertemperatur Wärmepumpe Niedertemperatur Nutztemperatur 90 °C 20 °C 0 °C 100 °C 20 °C 0 °C Heizen Heizen und kühlen Wärmeflüsse Sommer Wärme bei Umgebungstemperatur Wärme bei Nutztemperatur Abwärme Abbildung 5: Wärmeflüsse für die Raumkühlung bzw. Ladung saisonaler Wärmespeicher im Sommer. Die dargestellten Verbindungen stellen eine Auswahl attraktiver Wärmeflusspfade dar, es sind jedoch weitere Kombinationen möglich. Umgebungswärme Speicherung Heizen 90 °C 20 °C 0 °C 100 °C 20 °C 0 °C Erdbeckenspeicher (PTES) Erdreichspeicher (BTES) Umgebungsluft, Seen, Flüsse, Grundwasser Aquiferspeicher (ATES) Tankspeicher (TTES) Eisspeicher Andere Phasenwechselspeicher Sorptiosspeicher Abwärme Wärme-KraftKopplung Wärme-KraftKopplung (Grundlast) Heizkessel Tiefengeothermie Thermische Kollektoren Wärmepumpe Heizen und kühlen Wärmeflüsse Winter Wärme bei Umgebungstemperatur Wärme bei Nutztemperatur Gebäude (Raumwärmebedarf) Verteilung Fernwärme (und -kälte) Niedertemperatur Nutztemperatur Nutztemperatur Niedertemperatur Nutztemperatur Niedertemperatur Abbildung 6: Wärmeflüsse für die Raumheizung im Winter (Heizperiode) mit Entladung der saisonalen Wärmespeicher. Die dargestellten Verbindungen stellen eine Auswahl attraktiver Wärmeflusspfade dar, es sind jedoch weitere Kombinationen möglich. 18 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 pumpen im Vergleich zu Luft-Wasser-Wärmepumpenj und senkt dadurch im Winter den Stromverbrauch.55 Werden hingegen Wärmespeicher auf Nutztemperatur geladen, entfällt während der Entladung der Einsatz von Wärmepumpen vollständig, wodurch sich ein grosser Teil des Strombedarfs im Winter vermeiden lässt. Das Laden von Wärmespeichern im Sommer kann zudem gezielt in Zeiten niedriger Strompreise oder zur Nutzung von ansonsten abgeregelten PV-Anlagen auf Gebäudedächern erfolgen. Eine intelligente Steuerung der Wärmepumpen – sowohl im Sommer als auch im Winter – ist dabei ein zentrales Element des Demand-Side-Managements (DSM), da sie eine flexible Lastanpassung ermöglicht, um Netzstabilität zu fördern und Lastspitzen zu reduzieren.56 Angesichts der erwarteten Auswirkungen des Klimawandels auf den Heizund Kühlbedarf, darunter ein prognostizierter Anstieg der Kühlgradtage (engl. «Cooling Degree Days», CDD) um etwa 600 % im RCP4.5-Szenario (CH2018),57 gewinnt die Kombination von Wärmepumpen und Wärmespeichern zusätzlich an Bedeutung. So kann die im Sommer durch Kühlung gewonnene Wärme im Winter zum Heizen genutzt werden – bei gleichzeitiger Nutzung des hohen Stromangebots im Sommer und Reduzierung der Stromnachfrage im Winter. Weitere Wärmequellen und Flexibilitätsoptionen Neben den Wärmepumpen gibt es viele andere potenzielle Wärmequellen. Solarthermische Kollektoren können Temperaturen von bis zu 200°C erzeugen58 und zum Laden aller Arten von Wärmespeichern verwendet werden. Kollektoren auf Dächern können für kleine Wärmespeicher ausreichen, während für grössere Speicher Kollektorfelder erforderlich sind. Grundlast-Wärmeund Grundlast-Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (Kehrichtverbrennungsanlagen, Kläranlagen) erzeugen im Sommer überschüssige Wärme.k Diese überschüssige Wärme könnte bei direkt nutzbaren Temperaturen gespeichert werden, um die Verbrennung von Energieträgern im Winter zu reduzieren und so Lastspitzen abzufangen.l Es gibt ausserdem Optionen zur saisonalen Flexibilisierung von Kehrichtverbrennungsanlagen, die in Kapitel 5.3.2 diskutiert werden. Regelbare Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die nur im Winter laufen, um gezielt Strom und Wärme zu j Luft-Wasser-Wärmepumpen entziehen der Luft mithilfe eines Wärmetauschers Wärme. Heutige Klimaanlagen zur Raumkühlung funktionieren nach demselben Prinzip. Bei tiefen Aussentemperaturen, also genau dann, wenn der Heizbedarf am höchsten ist, ist die Entnahme von Wärme aus der Aussenluft energieaufwändiger als die Wärmeentnahme aus dem Boden, der das Jahr über eine relativ konstante Temperatur aufweist. k Diese Anlagen liefern Grundlast, da sie aufgrund der konstant anfallenden Speisung mit Kehricht oder Ähnlichem auch relativ konstant betrieben werden müssen, sie also trotz minimalem Wärmebedarf auch im Sommer laufen. l An sehr kalten Tagen oder Wochen im Winter reicht die Wärmeproduktion von z. B. Kehrichtverbrennungsanlagen oftmals nicht aus, um den Bedarf in einem Wärmenetz zu decken. Daher wird zu dieser Zeit meistens zusätzlich Gas oder Holz verheizt, um mit sogenannten Spitzenlastkesseln den Bedarf zu decken. liefern, werden in der Regel mit Gas oder Holz befeuert. Würde eine solche Anlage mit einem Wärmespeicher ergänzt, der während des Sommers mit einer Wärmepumpe geladen wird, könnte ein Teil des Wärmebedarfs im Winter durch den Speicher gedeckt werden und somit der Bedarf an wertvollem Gas oder Holz im Winter verringert werden. Ausserdem würde dies eine grössere Flexibilität bei der Priorisierung der Stromund Wärmeerzeugung ermöglichen.m Darüber hinaus könnte die Abwärme von Industrieanlagen, Energieumwandlungsanlagen und zunehmend auch von Rechenzentren genutzt werden, um Wärmespeicher in den Sommermonaten zu laden.n Auch die Tiefengeothermie bleibt eine vielversprechende Lösung für die Versorgung von Wärmenetzen und wird ständig verbessert, um Herausforderungen wie die Gefahr der Auslösung von Erdbeben zu bewältigen.59, 60 4.3 Saisonal optimierte Planung von Prozessen Unter Berücksichtigung der saisonalen Charakteristika von Angebot und Nachfrage, der Sektorkopplung und der Speichertechnologien kann der Angebot-Nachfrage-Pfad angepasst werden, um durch eine saisonal optimierte Planung eine höhere Effizienz zu ermöglichen. Wenn beispielsweise eine Wärmepumpe dazu verwendet wird, in einem Wärmenetz im Sommer Warmwasser bereitzustellen und ausserdem einen Wärmespeicher zu laden, muss in dieser Zeit kein Gas oder Holz verbrannt werden. Diese Energieträger sollten verglichen mit Strom bevorzugt im Winter verwendet werden, da sie sich besser speichern lassen. Im Winter kann dieser Wärmespeicher dann dazu verwendet werden, das mit Gas oder Holz versorgte Wärmenetz in Spitzenzeiten zu unterstützen. Das macht zusätzliche Spitzenlastkessel überflüssig und spart ausserdem Holz oder Gas. Somit können verschiedene Technologien sinnvoll so kombiniert werden, dass sie ihre «Stärken» saisonal ausspielen. Die Idee der saisonalen Planung lässt sich auch auf andere Prozesse anwenden, z. B. auf das Upgrade von Biomasse: In den Sommermonaten könnte überschüssiger Strom zur Erzeugung von Wasserstoff genutzt werden. Dieser Wasserstoff kann dann verwendet werden, um das restliche CO2 aus der Biomasseumwandlung aufzum Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen produzieren sowohl Strom als auch Wärme. Wenn die Wärmeproduktion priorisiert wird, dann kann ohne Speicher nicht dynamisch auf die Stromnachfrage reagiert werden und umgekehrt. n Da Abwärme in der Regel nicht primär zur Erzeugung von Raumwärme produziert wird, sondern vom Bedarf der Anwendung abhängt (z. B. Rechenleistung von Datenzentren), können grosse Wärmespeicher die Zuverlässigkeit der Wärmeversorgung verbessern, da sie Differenzen zwischen Produktion und Bedarf ausgleichen. 19 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht werten, wodurch sich die Methanausbeute erhöht.o 61 Das zusätzlich erzeugte Methan kann saisonal gespeichert werden, zum Beispiel in ausgekleideten Felskavernen, um den höheren Bedarf im Winter zu decken. Im Winter setzt die Biomasseanlage die Produktion von Methan fort, während das verbleibende, nicht umgewandelte CO2 z. B. für negative Emissionen genutzt wird. Im Anhang 11.1 wird eine Überschlagsberechnung durchgeführt, um das Potenzial für das Upgrade von Biomasse mit Wasserstoff abzuschätzen. Es ist auch möglich, die Ausbeute an Biomethan/Biokraftstoff aus der endothermen Umwandlung von Biomasse unter Nutzung der Abwärme aus dem Sommer (z. B. aus einer Verbrennungsanlage) zu erhöhen.62 Auch wenn das Potenzial der der saisonalen Planung von Prozessen zur Entschärfung der saisonalen Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage unklar ist, wäre die systematische Umsetzung solcher Prozesse ein wichtiger Lösungsansatz. 4.4 Saisonal optimierte Verwendung von Energieträgern Die Attraktivität eines Energieträgers für eine bestimmte Anwendung hängt stark von dem Preis im Vergleich zu anderen Optionen ab. Insbesondere CO2-neutrale chemische Energieträger wie Biomethan, E-Fuels oder Wasserstoff werden deutlich teurer sein als die direkten Kostenp der heutigen fossilen Energieträger, wodurch ihre Verwendung auf Anwendungen beschränkt bleibt, für die es keine geeigneten, kostengünstigeren Alternativen gibt. Anwendungen, die voraussichtlich auf chemische Energieträger angewiesen sein werden, sind insbesondere einige Schwerlastfahrzeuge, bestimmte Bauund Spezialmaschinen, Hochtemperatur-Prozesswärme sowie Stromund Notstromaggregate für die regelbare Stromund Wärmeversorgung mit potenziellen saisonalen Speicher-/Importpuffern. Bei der Raumheizung und Niedrigtemperatur-Prozesswärme gibt es viele Alternativen, sodass hierzu wertvolle chemische Energieträger nicht eingesetzt werden sollten. In Tabelle 2 wird versucht, einen Energieträger einem Prozess oder einer Anwendung zuzuordnen und seine o Bei der Biomassevergärung bzw. -vergasung entsteht zusätzlich zu Biomethan immer auch eine signifikante Menge an CO₂. Wasserstoff kann dann mit dem CO₂ zu zusätzlichem Methan verbunden werden und somit die Biomethanausbeute erhöhen. p Die heutigen Preise für fossile Energieträger spiegeln nicht ihre tatsächlichen Gesamtkosten wider. Ein Teil der Kosten entsteht durch die Klimawirkungen und die damit verbundenen Schäden, die räumlich und zeitlich verlagert werden. Diese sogenannten externen Kosten werden nicht vom Verursacher getragen, sondern von der Allgemeinheit. Für eine korrekte Kostenwahrheit müssen sie daher - beispielsweise durch eine CO₂-Abgabe - eingepreist werden, um Marktversagen zu vermeiden. Eignung anzugeben. Die Klassifizierung basiert auf einer qualitativen Bewertung von: • Exergieeffizienz: Energieträger mit hohem Exergieanteil wie Strom und chemische Energieträger sollten so verwendet werden, dass ihr Nutzen für das Energiesystem maximiert wird (z. B. wärme-integrierte Prozesse, Wärme pumpen). • Kohlenstoffintensität oder Kombinierbarkeit mit Kohlenstoffabscheidung: Prozesse, die sich nur schwer mit Kohlenstoffabscheidung kombinieren lassen, sollten vorzugsweise mit Energieträgern mit geringer Kohlen stoffintensität (Wasserstoff, Elektrizität) versorgt werden. • Knappheit des Energieträgers: Wenn Energieträger wie Biomethan nur begrenzt verfügbar sind, sollten sie nur dort eingesetzt werden, wo sie am besten geeignet sind und wo es keine Alternativen gibt. Dies ist besonders wichtig in Szenarien mit hoher Unabhängigkeit. • Eignung: Einige Anwendungen können nur mit bestimmten Energieträgern bedient werden, daher müssen diese für diese Anwendungen priorisiert werden. • Saisonale Muster: Das saisonale Erzeugungsmuster eines Energieträgers sollte so gut wie möglich dem Nachfragemuster des Prozesses/der Anwendung entsprechen, um Speicherung zu vermeiden oder zu begrenzen. 20 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 Tabelle 2: Qualitative Zuordnung von Energieträgern zu Anwendungen im Falle guter Importverfügbarkeit und eingeschränkter Importverfügbarkeit. Grün ist eine sehr gute Übereinstimmung, Gelb weniger, Orange nur unter bestimmten Umständen, Rot zeigt eine schlechte Übereinstimmung an, Weiss eine unmögliche Kombination. Eine dunklere Schattierung von Prozessen und Energieträgern weist auf ein stärkeres saisonales Muster hin. Niedrige Energieautarkie (einfacher Import) Hohe Energieautarkie (wenig Import) Anwendungsbeispiele Wasserstoff Methan Flüssige Energieträger Metallische Energieträger Trockene Biomassse Elektrizität Kehricht Wasserstoff Methan Flüssige Energieträger Metallische Energieträger Trockene Biomassse Elektrizität Kehricht Raumheizung (Einzelhaus) Raumheizung (Wärmenetz) Raumheizung Backup (Wärmenetz) Niedrigtemperatur Prozesswärme (<200°C) Hochtemperatur Prozesswärme (>400 °C) PKWs, Nutzfahrzeuge Schwerlastverkehr Bauund Spezialmaschinen Flugverkehr Thermische Kraftwerke/ WKK/Backupkraftwerk Power-to-X-to-Power Die potenziellen Anwendungen verfügbarer Energieträger hängen wesentlich von der Möglichkeit ab, kostengünstige Energieimporte – insbesondere von Strom und chemischen Energieträgern – zu nutzen. Ist die Schweiz beispielsweise an ein europäisches Wasserstoffnetz angeschlossen oder gut in internationale Märkte für erneuerbare Energieträger integriert, könnten Wasserstoff und andere Energieträger relativ günstig und in vielfältigen Bereichen eingesetzt werden. In solchen importorientierten Szenarien ist eine saisonale Speicherung zwar nicht zwingend erforderlich, kann aber zur Glättung von Importfluktuationen und zur Erhöhung der Versorgungssicherheit beitragen. In Szenarien mit hoher Energieautarkie hingegen sind die heimischen Produktionskapazitäten entweder begrenzt (z. B. bei Biomethan) oder mit hohen Kosten verbunden (z. B. bei Wasserstoff, siehe Kapitel 5.2). Entsprechend ist der Einsatz chemischer Energieträger selektiver auf Anwendungen mit wenigen oder keinen Alternativen aufgrund der hohen Kosten. Ausserdem wird eine saisonale Speicherung zentral, um im Sommer erzeugte Energieträger für den Winter verfügbar zu halten. Während die saisonale Stromerzeugung in der Schweiz stark schwankt und damit die Erzeugung potenzieller strombasierter Energieträger, gilt dies nicht zwangsläufig für importierten Wasserstoff oder Strom, da diese aus Regionen mit stabilerer Produktion (z. B. windreiche Standorte) stammen können. Auf der Nachfrageseite zeigen insbesondere Raumwärme und Backup-Systeme ausgeprägte saisonale Schwankungen mit Bedarfsspitzen im Winter. In Szenarien mit hoher Autarkie sind daher die Energieträger-Anwendung-Kombinationen besonders eingeschränkt. Gleichzeitig fallen Angebot und Nachfrage zeitlich mehr auseinander – mit Erzeugung im Sommer und Verbrauch im Winter –, was die saisonale Speicherung zu einem essenziellen Element macht, um Versorgungssicherheit und Systemeffizienz sicherzustellen. Energieträger 21 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht 5 Chemische Energieträger in der Schweiz 5.1 Produktionspfade chemischer Energieträger in der Schweiz Die Herausforderung der saisonalen Energiespeicherung in Form von chemischen Energieträgern liegt weniger in der Speicherung selbst, sondern vielmehr in deren Herstellung. Deshalb werden mögliche Produktionspfade, die im schweizerischen Kontext voraussichtlich realisier bar wären, kurz vorgestellt und diskutiert. Es gibt bereits heute viele ausgereifte Verfahren, um erneuerbare, chemische Energieträger herzustellen und ineinander umzuwandeln, da viele dieser Verfahren in der fossilen Industrie Anwendung finden. Es ist absehbar, dass sich neuere, effizientere Verfahren durchsetzen werden, wenn der Marktanteil erneurbarer chemischer Energieträger dominant wird. Tabelle 3: Chemische Energieträger mit dem Aggregatszustand unter Standardbedingungen, den in der Schweiz möglichen Speicherorten sowie den für die Schweiz möglichen Herstellungsverfahren. Energieträger Chemische Formel Aggregatszustand (20°C, 1 bar) Saisonale Speicherung in: Hergestellt durch (Optionen für die Schweiz): Wasserstoff H2Gasförmig Felskavernen, in Metallen Wasserelektrolyse, Wasser-Gas-Shift (aus Syngas), Methan-Reformierung (Biomethan) Methan (Biomethan oder E-Methan) CH4Gasförmig Felskavernen, in Kryotanks Aufbereitung von Biogas, Methanisierung von Syngas, Sabatier-Reaktion mit CO2 und H2 Biogas CH4 + CO2 + X* Gasförmig (Zwischenprodukt) Anaerobe Vergärung, Hydrothermale Vergasung Syngas («Synthesegas») CO + H2 + CO2 + CH4 + X* Gasförmig (Zwischenprodukt) Holzvergasung Trockene Biomasse (Holz) CxHyOzFest Silo Das wächst einfach so Kehricht - Fest Pressballen Wegwerfgesellschaft Ammoniak NH3Gasförmig Drucktank Haber-Bosch-Verfahren (mit N2 und H2) Methanol CH3OH Flüssig Tank Synthese aus Syngas oder direkt aus H2undCO2, Oxidation von Methan Flüssige Kohlenwasserstoffe (Diesel, Kerosin) CxHyFlüssig Tank Fischer-Tropsch-Synthese mit Syngas und anschliessende Raffinierung, Raffinierung von Pyrolyseöl Metallische Brennstoffe (Eisen, Alu) MOxFest Silo Elektrolyse (Alu), Direktreduktion mit H2 (Eisen) * Bei diesen Gasgemischen gibt es immer noch Spurengase, wie Schwefelwasserstoff (H2S), die als X dargestellt sind. 5.1.1 Wasserstoffproduktion Wasserstoff dient als Ausgangsstoff für die Synthese von Kohlenwasserstoffen und anderen chemischen Energieträgern im Allgemeinen, ist aber auch direkt brauchbar als Energieträger. Es gibt mehrere Möglichkeiten, Wasserstoff im Inland kohlenstoffneutral zu produzieren: Wasserelektrolyse: Durch Wasserelektrolyse mit erneuerbarem Strom in einem Elektrolyseur («Power-to-Hydrogen»). Methanreformierung: Biomethan kann durch Dampfoder autothermische Reformierung (SMR oder ATR) in Wasserstoff und CO2 umgewandelt werden. Wassergas-Shift Verfahren: Bei der Vergasung von Biomasse entsteht Synthesegas, das mit Hilfe des WasserGas-ShiftVerfahrens weiter in Wasserstoff und CO2 umgewandelt werden kann. Methanpyrolyse: Hierbei wird Biomethan bei hohen Temperaturen zu Wasserstoff und festem, einfach speicherbarem Kohlenstoff («Pflanzenkohle») zersetzt. Ist der Produktionsstandort nicht an eine Wasserstoffpipeline angeschlossen – was bei entlegeneren Standorten wahrscheinlich der Fall ist –, muss der Wasserstoff direkt vor Ort verwendet werden, entweder als Energieträger oder zur Aufbereitung des bei einem Vergasungsoder 22 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 Vergärungsprozess anfallenden CO2. Dabei wird Wasserstoff in Methan umgewandelt, welches anschliessend über das Gasnetz transportiert werden kann. Wie in Kapitel 6.2 erörtert, könnte auch ein Teil des Wasserstoffs direkt in das Methannetz eingespeist werden. Des Weiteren kann das bei der Herstellung von Wasserstoff aus Biomasse entstehende Kohlenstoff-Nebenprodukt zur Erzeugung negativer Kohlenstoffemissionen genutzt werden. Insbesondere die Methanpyrolyse erzeugt leicht speicherbare Kohle. Dies stärkt den wirtschaftlichen Nutzen der Wasserstofferzeugung aus Biomasse bei hohen Kohlenstoffpreisen. Die Wasserstofferzeugung aus Biomasse ist das ganze Jahr über möglich, da Biomasse ständig verfügbar ist und kein nennenswerter Stromaufwand erforderlich ist. Die Elektrolyse mit Strom ist jedoch hauptsächlich im Sommer rentabel, wenn die Strompreise niedrig sind. 5.1.2 Methanproduktion Die Methanproduktion kann CO2-neutral durch verschiedene Verfahren in der Schweiz erfolgen, darunter die Umwandlung von Biomasse, die elektrische Synthese oder eine Kombination aus beidem. Das dabei entstehende Bio-oder E-Methan kann wie fossiles Erdgas verwendet werden. Für die Schweiz sind die folgenden Verfahren am attraktivsten: Anaeroben Vergärung: Bei der anaeroben Vergärung wandeln Mikroorganismen Biomasse in Abwesenheit von Sauerstoff in einer Reihe von Prozessen zu Biogas, bestehend aus Methan (50 –75 %) und Kohlendioxid (30 – 40 %), sowie einigen anderen Restgasen um.63 Biogas kann dann zu Biomethan aufbereitet werden durch die Abtrennung der anderen Gase. Dieses Verfahren ist in der Schweiz bereits etabliert und ist relativ kostengünstig, hat aber einen geringen Wirkungsgrad von 30 % (unterer Heizwert [LHV] raus/rein).21 Hydrothermale Vergasung: Dieser Prozess ist ein neuartiges Verfahren, bei dem Biomasse in einer überkritischen Phase bei über 370 °C und 220bar zersetzt wird. Bei diesem Verfahren wird feuchte Biomasse mit sehr hohem Wirkungsgrad (über 60 %) umgesetzt und Biogas mit einem hohen Methananteil von bis zu 70 % erzeugt.21 Eine Wasserstoffzugabe kann den Methananteil erhöhen und den CO2-Anteil reduzieren.64 Das Biogas kann dann zu Biomethan aufbereitet werden. Die Technologie erfordert eine relativ komplexe technische Anlage im Vergleich zur anaeroben Vergärung, was grössere Anlagen begünstigt aufgrund von Skaleneffekten. Biomassevergasung: Dies ist ein thermochemischer Umwandlungsprozess, bei dem vorzugsweise trockene (holzige) Biomasse bei Temperaturen über 700 °C zersetzt wird, um Syngas zu erzeugen. Dieses kann dann in einem zusätzlichen Methanisierungsschritt in Methan und CO2 umgewandelt werden.65 Die Methanausbeute kann durch die Zufuhr von zusätzlichem Wasserstoff erhöht werden, während gleichzeitig der entstehende CO2Kehricht Methanol Wasserstoff Methan CO2/C Wärme und Elektrizität Flüssige Kohlenwasserstoffe CO2-Abscheidung Wassergas-Shift Methanisierung Biogas Syngas Zwischenprodukte Elektrizität Nasse Biomasse Trockene Biomasse Wasserelektrolyse Direct Air Capture Anaerobe Vergärung Hydrothermale Vergärung Vergasung Endprodukte Methan-Reformierung Pyrolyse Oxidation Sabatier-Reaktion Direkte Verbrennung Fischer Tropsch (+ Raffinierung) Pyrolyse (+ Raffinierung) Abbildung 7: Schematische Darstellung der Verwendung bzw. Produktion chemischer Energieträger. Biogas und Syngas sind Zwischenprodukte, die sich nicht für die saisonale Speicherung eignen. Methan, Wasserstoff und CO₂ können einerseits speicherbares Endprodukt sein, andererseits aber auch weiterverarbeitet werden. Die dargestellten Prozesse stellen eine Auswahl dar und umfassen nicht alle möglichen Prozesse. 23 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht 7 Importe Bei der Diskussion über Importe ist es wichtig, zwischen Abhängigkeit und Versorgungssicherheit bzw. Resilienz zu unterscheiden. Ein System kann in hohem Masse von Importen abhängig sein und dennoch eine hohe Versorgungssicherheit sowie Resilienz aufweisen,z wenn es über Vorräte für mehrere Monate im Inland verfügt, die es ihm ermöglichen, vorübergehende Unterbrechungen zu überbrücken. Gegenwärtig kann die Schweiz aufgrund ihrer Pflichtlager von flüssigen Brennund Treibstoffen mehrere Monate Importunterbrechungen dieser Energieträger überstehen. Diese dürften aufgrund der niedrigen Speicherkosten beibehalten werden, auch wenn irgendwann auf erneuerbare flüssige Energieträger umgestellt werden wird. Im Gegensatz dazu können Gasimporte derzeit nur für weniger als einen Tag durch inländische Kurzzeitspeicher und die Netzträgheit gepuffert werden,108 und für etwa zwei Monate durch gesicherte Speicherkapazitäten in Nachbarländern beim derzeitigen Nachfrageniveau. Wird die geplante Felskaverne für die Gasspeicherung zusätzlich zu der Speicherung im Ausland realisiert, könnte die Resilienz und Versorgungssicherheit des Gasnetzes weiter erhöht werden. Die theoretische Stromautarkie der Schweiz im März (wenn die Füllstände der Speicherseen am niedrigsten sind) beträgt derzeit 26Tage.109 Um in naher Zukunft weiterhin eine akzeptable Resilienz aufrechtzuerhalten – die gemäss Bundesrat erreicht würde, wenn sich die Schweiz im März mindestens 22Tage lang selbst versorgen könnte – sind zusätzliche Reservekraftwerke erforderlich (bis zu 1,9GW bis 2035).109 Der Bedarf an Reservekapazität über 2035 hinaus ist aktuell noch sehr unsicher.109 Solche Reservekraftwerke können in der Regel sowohl mit Gas als auch mit flüssigen Energieträgern betrieben werden. Bei der Speicherung beider Energieträger ist somit eine zuverlässige Versorgung dieser Kraftwerke möglich. Zusätzlich zu den Reservekraftwerken würden beträchtliche Kurzzeitspeicherkapazitäten, wie z. B. Batterien, die Versorgungssicherheit und Resilienz weiter erhöhen. Daher können sowohl die kurzals auch die langfristige Speicherung die Versorgungssicherheit und Resilienz unabhängig von der Importabhängigkeit erhöhen. Zusätzlich können sie die Abhängigkeit sogar verringern, indem sie eine effizientere Nutzung der heimischen Energie ermöglichen (z. B. durch eine geringere Abregelung der z Versorgungssicherheit bezeichnet die kontinuierliche Bereitstellung von Energie in ausreichender Menge, verlässlicher Qualität und zu tragbaren Kosten. Resilienz hingegen beschreibt die Widerstandsfähigkeit des Energiesystems gegenüber Störungen oder Krisen sowie seine Fähigkeit, sich anzupassen und die Versorgung rasch wiederherzustellen. Photovoltaik oder der Nutzung von Abwärme im Sommer). Die Festlegung der optimalen Speicherkapazität erfordert jedoch eine Abwägung zwischen Resilienz und Versorgungssicherheit einerseits sowie Importabhängigkeit, Importkosten und den Kosten für den Ausbau der Speicherung und der inländischen Erzeugung andererseits. Dies ist hauptsächlich eine politische bzw. gesellschaftliche Frage. 7.1 Elektrizitätsimporte Ergebnisse von Energiesystemmodellen sagen für das Jahr 2050 im jeweiligen kostenoptimalen Basisszenario eine Fortsetzung des Stromaustauschs mit einem Nettostromimport von 6 – 9TWhel pro Jahr voraus, wobei das Defizit hauptsächlich in den Wintermonaten auftritt.5–7 Das im Jahr 2024 verabschiedete Elektrizitätsgesetz sieht jedoch vor, dass die Importe im Winter 5 TWhel nicht überschreiten sollten.aa Um dieses ehrgeizige Ziel zu erreichen, ist ein rascher Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in der Schweiz erforderlich, insbesondere der Windkraft (und teilweise der alpinen Photovoltaik). Andernfalls müssen grössere Mengen an Gas importiert werden, um die unzureichende inländische Stromerzeugung mit Gaskraftwerken zu ergänzen.9 Zuverlässige Strom importe, insbesondere in Engpasssituationen, setzen eine vollumfängliche Integration der Schweiz in den europäischen Strombinnenund Ausgleichsenergiemarkt voraus, was den Abschluss eines bilateralen Stromabkommens mit der EU erfordert. Andernfalls wird die Kapazität, Strom in Zeiten hoher Nachfrage zu importieren, möglicherweise reduziert, was zu Versorgungsproblemen führen könnte.110, 111 Die Prognosen des Europäischen ENTSO-E-Modells deuten darauf hin, dass die Windkraftkapazität in den kommenden Jahrzehnten einen erheblichen Anteil am europäischen Strommix haben wird, insbesondere in den Küstenregionen, wo eine hohe Stromerzeugung im Winter erwartet wird.112 Das europäische Stromnetz benötigt jedoch eine weitere Verstärkung und zuverlässige Marktausgleichsplattformen (z. B. TERRE, MARI und PICASSO), um Engpässe zu vermeiden und das Netz auf verschiedenen Zeitskalen auszugleichen.113 Es bleibt ungewiss, ob der geplante Zeitrahmen für die Umsetzung dieser Netzverstärkungen eingehalten werden kann, aber aa Art. 2 Ziff. 3 EnG 30 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 die Notwendigkeit ist bekannt, und es werden Anstrengungen unternommen, um diese Herausforderung zu bewältigen. Angesichts der Investitionen in die Photovoltaik in den Nachbarländern sind Nettostromexporte aus der Schweiz während des Sommers unwahrscheinlich. Es ist jedoch wahrscheinlich, dass Importe und Exporte auf stündlicher/täglicher Basis fortgesetzt werden, auch zu Ausgleichszwecken, unter Verwendung von Schweizer Pumpspeicherkraftwerken und möglicherweise anderen preislich wettbewerbsfähigen Kurzzeitspeichern. Dunkelflauten können mit einer Dauer von mehreren Tagen bis Wochen auftreten, während denen die Stromproduktion von Wind und Sonne minimal ist. Diese Ereignisse konzentrieren sich in der Regel auf einzelne Regionen und nicht auf den gesamten europäischen Kontinent, was einen gewissen transeuropäischen Ausgleich von Erzeugungsdefiziten ermöglicht,114 sofern ein ausreichender Netzausbau erfolgt. Während dieser Zeiten im Winter dürften Importe in die Schweiz aufgrund der sehr hohen Strompreise in Europa unwirtschaftlich sein. Umgekehrt besteht ein Anreiz, Strom aus Schweizer Wasserkraftwerken zu exportieren, um das europäische Stromsystem zu stabilisieren (was bereits heute geschieht). Es kann daher davon ausgegangen werden, dass Importe typischerweise zu unkritischen Zeiten im europäischen Stromsystem stattfinden werden, während Wasserkraftwerke und möglicherweise Reservegeneratoren zu kritischeren Zeiten Strom liefern.111 7.2 Importe von chemischen Energieträgern Die geschätzten Importmengen an chemischen Energieträgern im Jahr 2050 variieren je nach den erwarteten Importpreisen erheblich. Die Schätzungen reichen von 10,5 – 26TWhLHV (Gase und flüssige Energieträger)6, 7 und zusätzlich 17 – 22TWhLHV an nachhaltigen Flugtreibstoffen (SAF)6, wobei die Kostenschätzungen für den Import von kohlenstoffneutralen chemischen Energieträgern zwischen 50 – 320CHF/MWh liegen. Es wird erwartet, dass die Importpreise für Wasserstoff am unteren Ende der Spanne liegen, bei etwa 50 – 160CHF/ MWhLHV77 (1 Euro ~1 CHF im Jahr 2022). Energiesystemmodellstudien gehen jedoch meist von Importkosten zwischen 120 CHF/MWhLHV9, 115 und 160 CHF/MWhLHV7 aus. Für den Import ist ein Anschluss an den European Hydrogen Backbone (EHB) erforderlich, wie in Kapitel 6.2 diskutiert. Die geschätzten Importkosten für Biomethanab betragen 88–132 CHF/MWh6, 7 und für E-Methan 160–290 CHF/ MWh6, 115. Diese Importe können über die bestehende Pipelineinfrastruktur erfolgen. Während eine Studie das Importpotenzial von Biomethan auf 13,3TWhCH schätzt,6 geht eine andere von einer fehlenden Verfügbarkeit von Importen aus.9 Wenn die Schweiz in den jeweiligen Märkten voll integriert ist, wird es wohl eine Frage des Preises sein. Eine weitere Option ist der Import von fossilem Erdgas in Kombination mit der Verwendung von Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (engl. «Carbon Capture and Storage», CCS), um Kohlenstoffneutralität zu erreichen. Kostenschätzungen gehen davon aus, dass die Kosten für den Import von Erdgas im Jahr 2050 bei 24CHF/ MWhLHV liegen.6 Mit CO2-Sequestrierung, Transport und Speicherung, die zusätzlich schätzungsweise 180CHF/ tCO2 kosten,118 würden die Gesamtkosten für Erdgas bei etwa 60CHF/MWhLHV liegen. Diese Option würde jedoch eine Infrastruktur für den Transport und die Speicherung von CO2 erfordern, die noch nicht vorhanden ist. Darüber hinaus erfordern Anlagen mit Kohlenstoffabscheidungseinheiten deutlich höhere Investitionskosten,119 was Anreize für höhere Kapazitätsfaktoren (Verlagerung hin zu Grundlastkraftwerken anstelle von Notstromaggregaten) schafft und so nicht dem voraussichtlichen Bedarf an «Lückenfüllern» entspricht. Ausserdem sinken die elektrischen Gesamtwirkungsgrade mit zusätzlicher Kohlenstoffabscheidung.120 Der Import von Holz für die energetische Nutzung könnte wie heute weitergehen.80, 121 Mit der Intensivierung der Klimawandelfolgen wird jedoch die Abhängigkeit der Schweiz von Holzimporten zunehmen, ebenso wie die Unsicherheiten auf dem internationalen Holzmarkt.122 Die flüssigen Energieträger dürften trotz ihrer einfacheren Handhabung etwas teurer zu importieren sein als Gase, wobei die Schätzungen von 120CHF/MWhLHV3 (E-Diesel) bis 320CHF/MWhLHV6 (Biodiesel, E-Diesel) reichen. Insbesondere nachhaltige Flugtreibstoffe (SAF) können in der Schweiz nicht in den benötigten Mengen produziert werden, da die notwendige Menge an billiger Primärenergie fehlt, sodass sie vollständig oder zu einem grossen Teil importiert werden müssen.123 Verglichen mit den geschätzten Kosten von 84 – 258CHF/ MWh76 für inländisch synthetisierten Wasserstoff und 176CHF/MWh88 für Biomethan erscheinen diese Importpreise attraktiv, zumal die untere Spanne der Kosten für Wasserstoff nur für kleinere Mengen mit sehr günstigem Strom gilt (siehe Kapitel 5.2 für eine detaillierte Diskusab Beide zitierten Quellen beziehen sich auf «Biogas» als Importoption. Es wird davon ausgegangen, dass Biomethan gemeint ist (in diesem Bericht ist Biogas = CH4+ CO2, Biomethan = CH4). 31 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht sion). Allerdings sind alle Preise noch mit einem hohen Mass an Unsicherheit behaftet. Darüber hinaus wären zuverlässige (saisonale) Schwankungen bei den Gasimportpreisen für die Entwicklung von Business Cases für Gasspeicher von entscheidender Bedeutung, aber es liegen noch keine Prognosen vor. Da die Produktionswege für flüssige Energieträger besonders von Skaleneffekten und grossen Mengen an billiger Primärenergie profitieren (beides ist in der Schweiz begrenzt), ist es sehr unwahrscheinlich, dass ein signifikanter Anteil der flüssigen Brennstoffe im Inland produziert wird; er wird daher importiert werden müssen. Wie zu Beginn des Kapitels bereits erwähnt, kann es jedoch von Vorteil sein, Importpuffer – insbesondere für flüssige Brennstoffe – zu erstellen bzw. beizubehalten, um die Resilienz zu erhöhen. Ausserdem könnte eine kleine inländische Produktion strategisch interessant sein für das Militär und Blaulicht-Organisationen. 32 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 8 Wirtschaftliche, rechtliche und gesellschaftliche Aspekte 8.1 Energiemarkt und Anreize Erneuerbare chemische Energieträger können nur dann mit fossilen Energieträgern konkurrieren, wenn die fossilen Treibhausgasemissionen z. B. durch einen Kohlenstoffpreis angemessen bepreist werden. Dies ist besonders wichtig für die wirtschaftliche Tragfähigkeit aller saisonaler Speichertechnologien, da sie mit den niedrigen Kosten leicht zu speichernder fossiler flüssiger Energieträger konkurrieren müssen. Die CO2-Abgabe in der Schweiz ist auf einen Höchstwert von 120CHF/tCO2 für Brennstoffe festgelegt. Grosse Emittenten mit einer genehmigten Dekarbonisierungsstrategie sowie Kraftstoffe sind von der Abgabe befreit.124 Die Schweiz ist auch an das europäische Emissionshandelssystem (EU ETS) angeschlossen, dass einen Preis für CO2 in einem Marktumfeld festlegt. Der derzeitige Kohlenstoffpreis in der Grössenordnung von 50 – 100CHF/tCO2 reicht für eine erfolgreiche Transformation nicht aus. Schätzungen für Industrieländer deuten darauf hin, dass der erforderliche Preis im Jahr 2050 bei 200 – 250 CHF/tCO2 liegen muss.125 Zukünftige Änderungen am EU ETS, wie die Ausweitung auf andere Sektoren (z. B. Gebäude und Strassenverkehr), eine schnellere Reduktion der Anzahl verfügbarer Zertifikate, die Abschaffung von Gratiszertifikaten und die Einführung eines Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), könnten die Kohlenstoffpreise jedoch erheblich beeinflussen.ac Dennoch werden die derzeit in der Schweiz umgesetzten Massnahmen als unzureichend angesehen, um bis 2050 Kohlenstoffneutralität zu erreichen.126 Saisonale Schwankungen bei den Strompreisen sind ein wichtiger Faktor für die Wirtschaftlichkeit von saisonalen Speichern. Technologien wie Strom-zu-Wärme-Anlagen mit Wärmespeichern profitieren wirtschaftlich von stabilen und signifikanten saisonalen Preisunterschieden.ad Während der zukünftige Schweizer Strommix solche Unterschiede aufweisen dürfte, könnte der europäische Mix aufgrund anderer Erzeugungstechnologien weniger ausgeprägte saisonale Muster aufweisen. Im Falle eines Stromabkommens mit der EU könnten die Importe die Preisschwankungen in der Schweiz abflachen, auch wenn das Ausmass dieses Effekts ungewiss ist – insbesondere, wenn die Importe im Winter tatsächlich auf 5TWhel beac Hierzu muss die Schweiz die Änderungen des EU ETS jedoch auch übernehmen, was aktuell nur teilweise der Fall ist. ad Ohne signifikante Preisunterschiede ist es wirtschaftlich attraktiv, Wärme mit Strom ohne Speicherung direkt im Winter zu erzeugen. Ist der Strom im Winter deutlich teurer als im Sommer, kann es attraktiv werden, zusätzlich einen Wärmespeicher anzuschaffen, diesen im Sommer mit günstigem Strom zu laden und teuren Strom im Winter zu sparen. grenzt werden. Im Gegensatz dazu würde das Fehlen eines Abkommens wahrscheinlich die Menge der Importe reduzieren und daher zu stärker ausgeprägten saisonalen Preissignalen führen. Es bleibt unklar, wie hoch der saisonale Preisunterschied sein muss, damit bestimmte Speichertechnologien wirtschaftlich werden, oder ob alternative Lösungen zum Ausgleich von saisonalem Angebot und Nachfrage (siehe Kapitel 2.4) praktikabler und skalierbarer sind. Obwohl auf dem Grosshandelsmarkt bereits heute eine dynamische Preisgestaltung möglich ist, sind die meisten Schweizer Endverbraucher immer noch an statische Tarife gebunden. Einige Versorger bieten bereits dynamische Tarife an (z. B. der «Vario»-Tarif der GroupeE), aber eine breitere Einführung könnte von regulatorischen Änderungen wie der Marktliberalisierung abhängen – eine Voraussetzung des EU-Stromabkommens. In der Zwischenzeit können Grossspeicherbetreiber bereits von saisonalen Preisschwankungen profitieren, während für Kleinverbraucher aufgrund fester Stromtarife nur begrenzte Anreize bestehen, in kurzoder langfristige Speicheroptionen wie Erdreichwärmespeicher zu investieren. Die blosse Möglichkeit dynamischer Strompreise reicht jedoch nicht aus – erst verlässlich ausgeprägte und langfristig stabile saisonale Preisschwankungen können die notwendige Investitionssicherheit für saisonale Speichertechnologien schaffen, was derzeit auch für Grossverbraucher nicht gewährleistet zu sein scheint. Erhebliche langfristig stabile (saisonale) Gaspreisunterschiede werden Anreize für die grosstechnische Gasspeicherung schaffen. Auf dem Schweizer Markt dürfte sich ein solches Preismuster aufgrund der Kopplung mit dem Stromund Wärmesektor (durch Produktion und/oder Nachfrage) herausbilden. Auch wenn die künftige Variabilität der Importpreise ungewiss bleibt, wäre das Fortbestehen eines saisonalen Preismusters für Importe angesichts der saisonalen Schwankungen der Wärmeund Stromnachfrage in Europa (z. B. über WKK-Anlagen und Notstromgeneratoren) nicht überraschend. Die saisonale Speicherung stützt sich häufig auf grosse, langlebige Infrastrukturen wie Fernwärmenetze und Gas pipelines, so dass auch deren langfristige Investitionssicherheit entscheidend ist. Das Fehlen eines klaren, verbindlichen Pfades zur Kohlenstoffneutralität erhöht jedoch das Investitionsrisiko, insbesondere bei Technologien, die chemische Energieträger einbeziehen, bei denen der künftige Preis, die Nachfrage, der technologische Fortschritt und die rechtlichen Rahmenbedingungen un33 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht gewiss bleiben.126, 127 Zwar gibt es Risikominderungsstrategien, die Anreize für Produzenten von erneuerbaren Energien setzen ohne den Wettbewerb zu beeinträchtigen (z. B.128) doch wurden sie bisher nicht an saisonale Speichertechnologien oder Infrastrukturanbieter angepasst. Ein neuer Schweizer Markt für Energiereserven über alle Zeitskalen hinweg, in dem Resilienz und Versorgungssicherheit einen handelbaren Wert hat, könnte die Entwicklung von saisonalen Speichertechnologien unter - stützen. Seine Vorteile gegenüber dem derzeitigen Re ser - vesystemae bleiben jedoch ungewiss, und wichtige regulatorische Fragen – wie Qualitätsstandards, Marktfairness, Infrastrukturzugang und soziale Gerechtigkeit – sind unbeantwortet. Es gibt zwar Konzepte zur Verbesserung der Resilienz des Stromsektors,129 aber es fehlt ein ganzheitlicher Reservemarkt, der chemische Energieträger und Wärmespeicher umfasst. Ein solcher Markt könnte neue Geschäftsmodelle für die saisonale Speicherung bieten, indem er Erlöse durch die Zurückhaltung von Energie ermöglicht und damit die Abhängigkeit von saisonalen Preisschwankungen für die Wirtschaftlichkeit von Speichern verringert. 8.2 Regulatorische Aspekte Die in den vorangegangenen Abschnitten angesprochenen marktbezogenen Fragen erfordern regulatorische Änderungen. Dazu gehören eine angemessene Preisgestaltung für externe Kosten, klare Marktregeln für eine dynamische Strompreisgestaltung, Regeln/Schemata zur Verringerung des Investitionsrisikos und möglicherweise Regeln für einen umfassenden Reservemarkt. Obwohl saisonale Speichersysteme (z. B. Wärmespeicher) eine nationale Bedeutung haben können, die mit der Infrastruktur für erneuerbare Energien vergleichbar ist, sind die spezifischen Technologien und Grössenordnungen, die erforderlich sind, um diesen Status zu erlangen, noch nicht definiert. Auch wenn Wärmespeicher nicht unbedingt in kantonale Richtpläne für einen Bau berücksichtigt sein müssen, würde die proaktive Aufnahme solcher Technologien in diese Pläne die Umsetzung erleichtern. Beispielsweise wäre eine frühzeitige Klärung der Umweltauswirkungen und der Flächennutzung möglich.130 Was die Nutzungsplanung auf kommunaler Ebene betrifft, so ist der Bau von Wärmespeichern bereits prinzipiell möglich. Oberirdische Speicher (z. B. Erdbeckenspeicher) müssen jedoch entweder auf teurem Bauland ae Das Reservesystem befindet sich noch im Aufbau; die Winterreserve-Verordnung ist bis Ende 2030 befristet; die obligatorische Wasserkraftreserve ist bereits im Stromversorgungsgesetz verankert; Regeln für eine thermische Stromreserve wurden kürzlich verabschiedet. errichtet werden oder eine Sondergenehmigung für den Bau in einer landwirtschaftlichen Zone beantragen. Eine solche Bewilligung wäre einfacher zu erhalten, wenn Wärmespeicher im Raumplanungsgesetz (Bundesebene) ausdrücklich erwähnt würden. In der aktuellen Version deckt das Gesetz jedoch nur Fernwärmeleitungen ab.130 Für unterirdische Wärmespeicher (Aquiferspeicher, Erdreichspeicher) gibt es weniger rechtliche Einschränkungen bei der Flächennutzung, da das darüber liegende Land im Allgemeinen genutzt werden kann. Allerdings darf die Grundwassertemperatur zum Schutz des unterirdischen Ökosystems und der Wasserqualität nur um maximal 3 °C verändert werden.af Ausnahmen können nur «eng örtlich begrenzt» gemacht werden. Während diese Regelung für sauerstoffreiche unterirdische Aquifere nachvollziehbar ist, erscheint sie für sauerstoffarme Gebiete (einige Grundwasserleiter), die viel höhere Temperaturänderungen vertragen, zu restriktiv. Das BAFU erarbeitet derzeit einen Vorschlag zur Überarbeitung der Anforderungen. Diese laufende Änderung wird voraussichtlich auch klarstellen, dass für die Wärmespeicherung keine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich ist, was derzeit noch unklar ist.130 In den gegenwärtigen Regulierungen ist Wasserstoff noch nicht vollständig implementiert, aber erste Arbeiten zur Entwicklung technischer und marktbezogener Vorschriften für seinen Transport und seine Speicherung sind im Gange.106 Wenn die potenzielle Wasserstoffinfrastruktur und der Markt auch nur annähernd im vorgesehenen Zeitrahmen der Wasserstoffstrategie aufgebaut werden sollen, muss die Entwicklung und Umsetzung dieser Regeln besonders zügig voranschreiten. Darüber hinaus birgt die rasche Entwicklung der Wasserstoffvorschriften innerhalb der EU die Gefahr weiterer regulatorischer Divergenzen. Diese könnten künftige Vereinbarungen über den Anschluss an die EHB (z. B. in Bezug auf Herkunftsnachweise und das internationale Handelssystem) zunehmend erschweren.131 Es könnte daher sinnvoll sein, wasserstoffbezogene Vereinbarungen zukünftig in dem Geltungsbereich des Stromabkommens unterzubringen, wie in der Wasserstoffstrategie erwähnt. Zudem wurde ein Runder Tisch zur Gasspeicherung angeregt, um das Potenzial und die nächsten Schritte zu diskutieren.106 Die Regelungen zu Wasserstoff und anderen Gasen werden voraussichtlich in ein neues Gasversorgungsgesetz (GasVG) integriert, das derzeit erarbeitet wird. Neben Wasserstoff und Methan gilt Methanol als zukunftsträchtiger chemischer Energieträger für bestimmte Anwendungen. Allerdings wird Methanol derzeit als «Chemikalie» und nicht als Energieträger angesehen. Daraus af Anhang 2 Ziff. 21 GSchV 34 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 ergeben sich Einschränkungen bezüglich der maximalen Speicherkapazität (2000kg) sowie Nachteile gegenüber anderen Energieträgern in Bezug auf Steuern und die Messung in Litern statt Kilogramm.132 Gemäss der Biomassestrategie sollte der kaskadischen Nutzung von Biomasse Vorrang eingeräumt werden, sofern die Nahrungsmittelproduktion und die biologische Vielfalt nicht beeinträchtigt werden.82 Die Strategie erkennt zwar die Bedeutung der Biomasse als potenzielles Mittel zur Förderung der Energieunabhängigkeit an, befürwortet aber keinen grossflächigen Anbau von Energiepflanzen. In der Schweiz ist die kaskadische Nutzung von Biomasse derzeit kaum etabliert und es gibt keine landesweiten Anreize zur Förderung ihrer Nutzung für lokale und exergieintensive Anwendungen.81, 133 Beide Faktoren würden den Wert von Biomasse innerhalb des Systems erhöhen. Ein Vergleich mit anderen europäischen Ländern zeigt, dass die Schweiz vergleichsweise geringe Subventionen für Biomethananlagen bereitstellt, sowohl direkt als auch indirekt durch CO2-Steuervermeidung. Dies wirkt sich nur geringfügig auf die Gesamtkosten von Biomethananlagen aus, sodass diese Subventionen kaum Auswirkungen auf eine Steigerung der Produktion haben. Ausserdem werden nur Biomethananlagen subventioniert, nicht aber Wasserstoff oder Wasserstoffderivate aus der Biomassekonversion.78 Zudem sind regulatorische Änderungen erforderlich, um netzgebundene Importe von erneuerbarem Gas von der CO2-Abgabe zu befreien.117 8.3 Gesellschaftliche Akzeptanz Die meisten individuellen Entscheidungen im Zusammenhang mit Energie werden nicht nur von technischen und wirtschaftlichen Faktoren beeinflusst, sondern auch von Ideologie, informeller Kommunikation, begrenztem oder ungenauem Verständnis des Energiesystems, Risikowahrnehmung, NIMBY-Opposition, politischem Framing und anderen Faktoren.134 Die öffentliche Unterstützung für ein Projekt steigt, wenn die wahrgenommenen persönlichen Vorteile die Kosten überwiegen. Diese Vorteile und Kosten gehen über die wirtschaftlichen Aspekte hinaus und umfassen auch wahrgenommene Risiken, Ideologien sowie den Grad der öffentlichen Beteiligung an der Entscheidungsfindung.86 Mit der zunehmenden Komplexität des Energiesystems wird es für die Öffentlichkeit immer schwieriger, Zusammenhänge und Trade-offs ganzheitlich zu erfassen. Dies kann die Einführung neuer Technologien aufgrund unzureichender Unterstützung und Schwierigkeiten bei der Abwägung von Kompromissen behindern. Die Auswirkungen eines begrenzten Systemverständnisses auf die gesellschaftliche Akzeptanz und die weiterreichenden Folgen für die Energiewende müssen jedoch noch umfassend untersucht werden.134 Die Bevölkerung steht einer erhöhten Energieunabhängigkeit grundsätzlich positiv gegenüber.135 Die Akzeptanz der verschiedenen saisonalen Speichertechnologien, mit denen sich die Energieunabhängigkeit erhöhen lässt, ist jedoch unterschiedlich. Grosse Wasserkraftwerke geniessen in der Regel eine starke öffentliche Unterstützung,134 aber Neubauprojekte sind mit Akzeptanzproblemen konfrontiert, vor allem aufgrund ökologischer Auswirkungen, aber auch im Falle ausländischen Besitzes.136 Da es in der Schweiz noch keine grossen Wärmespeicher gibt, konnte die Akzeptanz hierfür noch nicht ausreichend untersucht werden. In einer ersten quantitativen Erhebung wurde festgestellt, dass die Bereitstellung weiterer Informationen über Wärmespeicher die Akzeptanz der Studienteilnehmenden, die mit der Technologie weitgehend nicht vertraut waren, beeinflusst.137 Die Akzeptanz dieser Technologien könnte sich also stark verändern, wenn sie sich in der Schweiz durchsetzen. Eine Bewertung der gesellschaftlichen Akzeptanz wäre daher erst sinnvoll, wenn diese Technologien bekannter wären. Derzeit gibt es keine Informationen über die gesellschaftliche Akzeptanz von Felskavernen und der lokalen Produktion chemischer Energieträger, mit Ausnahme der Biomassevergärung. Hier begünstigen eine hohe finanzielle Entschädigung und der lokale Besitz von Biogasanlagen die Akzeptanz der Landwirte.85 Die Akzeptanz des Baus neuer Infrastrukturen (z. B. Pipelines, Stromnetze und Konversionsanlagen) kann jedoch durch die Einpassung in das Landschaftsbild, die lokale Wertschöpfung und den Grad der öffentlichen Beteiligung beeinflusst werden.86, 138 Im Vergleich zu anderen Ländern wie Dänemark ist die Akzeptanz von Fernwärme- (und Fernkälte-)netzen in der Schweiz geringer. Sie ist jedoch regional unterschiedlich und in Gebieten, in denen bereits Fernwärmenetze vorhanden sind, deutlich höher.139 Betreffend der in Kapitel 8.1 diskutierten, für saisonale Speicherung relevanten Marktmechanismen, hat sich die Bepreisung von CO2 als notorisch schwierige Herausforderung erwiesen. Es gibt jedoch Ansätze, wie diese Herausforderung angegangen werden kann.140 Dynamische Stromtarife in Kombination mit geeigneten Boni und Strafen können ebenfalls entwickelt werden, um eine höhere Akzeptanz zu erreichen.141 35 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht 9 Faktoren zur Beeinflussung der saisonalen Speicherkapazität Da die saisonale Energiespeicherung stark in das Energiesystem integriert ist, wird die tatsächlich benötigte Kapazität durch das Ausmass der Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage minus des Ausmasses anderer Lösungen zur Reduktion dieser Diskrepanz bestimmt. Im Folgenden werden die grössten Faktoren, die die tatsächlich benötigte Speicherkapazität beeinflussen, betrachtet. Da es noch keine quantitativen Untersuchungen zu diesen Effekten auf die saisonale Speicherkapazität gibt, wurde die Stärke des Effekts lediglich qualitativ angegeben. Wie in Kapitel 2.5 beschrieben, ist eine solche Einschätzung jedoch mit grossen Unsicherheiten behaftet. Faktor Effekt auf die Speicherkapazität Beschreibung der Effekte Importe und Integration in den EU-Markt Hoch –Günstige und zuverlässig verfügbare Energieimporte (Strom und chemische Energieträger) senken den Bedarf an saisonalen Speichern. –Zuverlässige Stromimporte und voraussichtlich Wasserstoffimporte setzen eine Integration in den EU-Markt voraus. Resilienz und Unabhängigkeit Hoch –Eine hohe Resilienz erfordert mehr Speicherkapazität, um z. B. Importe zwischenzuspeichern. –Ein hoher Unabhängigkeitsgrad erfordert mehr Speicherkapazität, um strombasierte Energieträger aufgrund der grossen saisonalen Angebot-Nachfrage-Diskrepanz zu speichern. Wind, alpine solar Hoch –Ein grösserer Anteil an Windenergie und alpiner Solaranlagen führt zu einer höheren Winterstromproduktion und senkt dadurch die benötigte Speicherkapazität. Energiemarkt (Dynamische Preise, CO2-Preis) Hoch –Eine ausgeprägte saisonale Variation der Energiepreise würde saisonale Speichertechnologien fördern und zu einer höheren Speicherkapazität führen. –Ein hoher CO2-Preis senkt die Konkurrenzfähigkeit günstiger, leicht zu speichernder fossile Energieträger und führt zu einem grösseren Bedarf an alternativen saisonalen Speichern (z. B. Gasoder Wärmespeicher). Änderung der Regularien Mittelhoch –Eine Klärung offener, regulatorischer Fragen erleichtert den Bau von Wärmespeichern und führt zu einer höheren Kapazität. –Eine Klärung unklarer regulatorischer Rahmenbedingungen zu Wasserstoff und entsprechender Infra struktur könnte zu einer grösseren Wasserstoffnutzung und dadurch zu einem höheren Speicherbedarf führen. –Eine regulatorisch geförderte systemfreundliche Nutzung der lokalen Ressourcen erhöht die Systemeffizienz und reduziert den Bedarf an teuren Varianten der saisonalen Speicherung (z. B. Holz statt Methan speichern). Klimaerwärmung Mittelhoch –Vermehrte Starkregenereignisse, das Schmelzen des Permafrosts und der Gletscher führen zu einer beschleunigten Verlandung von Speicherseen und somit zu einer Reduzierung der Speicherkapazität. –Der erhöhte Winterniederschlag verringert den Speicherbedarf. –Die zunehmende Trockenheit verstärkt die Verdunstung und erhöht den Wasserbedarf für Zwecke, die nicht der Energieproduktion dienen. Dadurch verringert sich die speicherbare Wassermenge für die Winterstromproduktion. Verfügbare Kapazität von Kurzzeitspeichern Mittel –Eine grosse Kapazität von Kurzzeitspeichern kann die saisonale Speicherung (Zuflussspeicher) vom Ausgleich kurzfristiger Dynamiken (wie der Netzstabilisierung) entlasten. Dadurch kann sich die saisonal verfügbare Speicherkapazität erhöhen. –Eine geringe Menge an Kurzzeitspeichern erfordert den vermehrten Einsatz saisonaler Speicher (aufladbare Speicher). Dies kann die Zyklenzahl erhöhen und somit die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit steigern. Dies kann zu vermehrten Investitionen führen und die verfügbare saisonale Speicherkapazität erhöhen. Erhöhung der Systemeffizienz Mittel –Eine saisonal optimierte Planung, bei der verschiedene Technologien mit unterschiedlichen saisonalen Eigenschaften kombiniert werden, kann die Systemeffizienz erhöhen und den Bedarf an teuren saisonalen Speichern reduzieren. –Eine exergieoptimierte Nutzung von Energieträgern, insbesondere die konsequente Nutzung von Abwärme zur Raumheizung, kann die Systemeffizienz erhöhen und den Bedarf an saisonaler Speicherkapazität reduzieren. Verhaltensänderungen und soziale Akzeptanz Tief - Hoch –Eine Verhaltensänderung kann den Winterenergiebedarf und somit den Speicherbedarf reduzieren (z. B. geringere Wohnfläche pro Kopf, niedrigere Raumtemperaturen, geringerer Konsum etc.). –Soziale Akzeptanz kann die Realisierbarkeit von saisonalen Speichern beeinflussen und somit die realisierbare Speicherkapazität erhöhen oder auch reduzieren. Technologische Entwicklung Mittel –Technologische Entwicklungen können zu Preisreduktionen bestehender Technologien führen, wodurch sich die Durchdringung bzw. die gebaute Kapazität erhöht. –Neue Technologien können attraktiv werden und die verfügbare Speicherkapazität erhöhen. 36 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 10 Quellenverzeichnis 1 BAFU (2025) Entwicklung der Treibhausgasemissionen der Schweiz seit 1990 (April 2025). https://www.bafu.admin.ch/dam/bafu/de/ dokumente/klima/fachinfo-daten/THG_Inventar_Daten.xlsx. download.xlsx/Entwicklung_THG_Emissionen_ seit_1990_2025-04.xlsx 2 BFE (2025) Gesamte Erzeugung und Abgabe elektrischer Energie in der Schweiz 2024. https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/ versorgung/statistik-und-geodaten/energiestatistiken/ elektrizitaetsstatistik.html/ 3 Boulouchos K, Neu U, Baranzini A, Kröcher O, Mathys N, Noilly J, Scartezzini J-L, Schmitz R, Schwarzenbach R, Stauffacher M, Trutnevyte E (2022) Schweizer Energiesystem 2050: Wege zu netto null CO2 und Versorgungssicherheit – Grundlagenbericht. 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Akademien der Wissenschaften Schweiz (a+). https://doi.org/10.5281/zenodo.15599182 38 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 55 Ougazzou M, El Maakoul A, Khay I, Degiovanni A, Bakhouya M (2024) Techno-economic and environmental analysis of a ground source heat pump for heating and cooling in Moroccan climate regions. Energy Conversion and Management. https://linkinghub.elsevier.com/ retrieve/pii/S0196890424001912 56 Kauko H, Brækken A, Askeland M (2024) Flexibility through power-to-heat in local integrated energy systems with renewable electricity generation and seasonal thermal energy storage. Energy. https://linkinghub.elsevier.com/retrieve/pii/ S0360544224037952 57 Berger M, Worlitschek J (2019) The link between climate and thermal energy demand on national level: A case study on Switzerland. 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Daher beträgt die erforderliche Menge an H2: Da die Methanisierungsreaktiongleichung jedoch wie folgt lautet: CO2 + 4H2 → CH4 + H2O, wird doppelt so viel Wasserstoff benötigt. Daher wird für die Aufbereitung des gesamten entstehenden CO2 aus 1TWh Rohbiomasse die folgende Wasserstoffmenge benötigt: Mit einer Energiedichte von 33,3 · 10–6 und einem Herstellungs-Wirkungsgrad von 60 % aus Strom ergibt sich der folgende, spezifische Strombedarf für die Wasserstoffherstellung: Methanpotenzial durch Upgrade von Biomasse Mit einer Energiedichte von 13,9 · 10–6 kann die folgende Menge zusätzlichen Methans produziert werden: Wenn das gesamte CO2, das im Sommer in Biomasseaufbereitungsanlagen mit Gasnetzanschluss entsteht, mit Wasserstoff aufgewertet wird, könnte folgende zusätzliche Methanmenge erzeugt werden. AD: · 0,0286 = 3440 HG: · 0,0667 = 5151 WG: · 0,0571 = 6861 10319 3 15452 3 20584 tH2 TWhroh tH2 TWhroh tH2 TWhroh 3 AD: 2 · 3440 = 6880 HG: 2 · 5151 = 10302 WG: 2 · 6861 = 13722 tH2 TWhroh tH2 TWhroh tH2 TWhroh AD: 6880 · 33,3 · 10 –6 = 0,229 ≙ 0,382 HG: 10302 · 33,3 · 10 –6 = 0,343 ≙ 0,572 WG: 13722 · 33,3 · 10 –6 = 0,457 ≙ 0,762 TWh t TWhH2 TWhroh TWhH2 TWhroh TWhH2 TWhroh TWh t TWhel TWhroh TWhel TWhroh TWhel TWhroh AD: 10319 + 3440 = 13759 ≙ 13759 · 13,9 · 10 –6 = 0,191 HG: 15452 + 5151 = 20603 ≙ 20603 · 13,9 · 10 –6 = 0,286 WG: 20584 + 6862 = 27445 ≙ 27445 · 13,9 · 10 –6 = 0,381 tCH4 TWhroh tCH4 TWhroh tCH4 TWhroh TWhCH4 TWhroh TWhCH4 TWhroh TWhCH4 TWhroh tC TWhroh tC TWhroh tC TWhroh tH2 TWhroh tH2 TWhroh tH2 TWhroh 46 Swiss Academies Reports, Vol. 20, Nr. 8, 2025 Hinweis zum Lesen der Tabellen: Zusätzlich zu den am Anfang dieses Kapitels beschriebenen Spalten bezeichnet das Upgrade-Potenzial, wieviel zusätzliches Methan durch Upgrade des nicht verwendeten CO2 hergestellt werden kann. Hierzu wird ausserdem der dafür benötigte Strom für die Wasserstoffherstellung angegeben. Beide Prozentsätze lassen sich aus der obigen Rechnung entnehmen (spezifische Methanproduktion bzw. spezifischer Elektrizitätsbedarf pro TWh roher Biomasse) Gülle Startmenge 7,5TWhroh Nutzungsrate Prozessselektion Gasnetzanschluss Sommerproduktion Upgrade-Potenzial Erforderlicher Strom Anaerobe Vergärung 80 % 80 % 50 % 50 % 19,1 % 38,2 % 4.8 TWhroh 2,4TWhroh 1,2TWhroh 0,23TWhCH4 0,46TWhel Hydrothermale Vergasung 6TWhroh 20 % 90 % 50 % 28,6 % 57,2 % 1,2TWhroh 1,08TWhroh 0,54TWhroh 0,15TWhCH4 0,31TWhel Holz Startmenge: 14TWhroh Nutzungsrate Prozessselektion Gasnetzanschluss Sommerproduktion Upgrade-Potenzial Erforderlicher Strom Vergasung 90 % 70 % 90 % 50 % 38,1 % 76,2 % 12,9TWhroh 8,82TWhroh 7,94TWhroh 3,97TWhroh 1,1TWhCH4 3,02TWhel Sonstige Biomasse Startmenge: 4,5TWhroh Nutzungsrate Prozessselektion Gasnetzanschluss Sommerproduktion Upgrade-Potenzial Erforderlicher Strom Anaerobe Vergärung 90 % 30 % 80 % 50 % 19,1 % 38,2 % 1,22TWhroh 0,97TWhroh 0,49TWhroh 0,093TWhCH4 0,19TWhel Hydrothermale Vergasung 4,05TWhroh 70 % 90 % 50 % 28,6 % 57,2 % 2,84TWhroh 2,56TWhroh 1,28TWhroh 0,36TWhCH4 0,73TWhel Das gesamte Upgrade-Potenzial beträgt etwa 2,3 TWhCH4, wofür im Sommer etwa 4,7TWhel Strom für die Wasserstofferzeugung benötigt würden. Der grösste Teil des Potenzials (1,51TWhCH4) entfällt auf Holzvergasungsanlagen. Das Potenzial für die Upgrade von Biomasse ist grösser, wenn die anaeroben Gärreste, die Restkohlenstoff enthalten, anschliessend in hydrothermale Vergaser geleitet und dort upgraded werden. Die Berechnung ist jedoch stark vereinfacht. Aufgrund praktischer Einschränkungen wird das tatsächliche Upgrade-Potenzial voraussichtlich geringer ausfallen als in der Berechnung angegeben. 47 Saisonale Energiespeicherung im Überblick • Zusammenhänge, Bedeutung und Perspektiven im Schweizer Kontext • Grundlagenbericht Wer sind wir? Die Akademien der Wissenschaften Schweiz sind ein Verbund der vier wissenschaftlichen Akademien der Schweiz: der Akademie der Naturwissenschaften Schweiz (SCNAT), der Schweizerischen Akademie der Geistesund Sozialwissenschaften (SAGW), der Schweizerischen Akademie der Medizinischen Wissenschaften (SAMW) und der Schweizerischen Akademie der Technischen Wissenschaften (SATW). Sie umfassen nebst den vier Akademien die Kompetenzzentren TA-SWISS und Science et Cité sowie weitere wissenschaftliche Netzwerke. Der wissenschaftliche Nachwuchs organisiert sich in der Jungen Akademie Schweiz. Die Akademien der Wissenschaften Schweiz vernetzen die Wissenschaften regional, national und international. Sie vertreten die Wissenschaftsgemeinschaften disziplinär, interdisziplinär und unabhängig von Institutionen und Fächern. Ihr Netzwerk ist langfristig orientiert und der wissenschaftlichen Exzellenz verpflichtet. Sie beraten Politik und Gesellschaft in wissensbasierten und gesellschaftsrelevanten Fragen. Die Erweiterte Energiekommission der Akademien der Wissenschaften Schweiz fördert und koordiniert die Diskussion und den Wissensaustausch zu den Themen Energie und nachhaltige Nutzung von Ressourcen innerhalb der Forschungsgemeinschaft und pflegt den Dialog mit Politik und Gesellschaft. Sie sucht die Zusammenarbeit mit Schweizer Hochschulen und Fachhochschulen und unterhält ein Netzwerk der Schweizer Forschungsgemeinschaft zum Thema Energie.