.
Wir müssen die Stromsysteme zusammen
mit der Energiewelt entwickeln,
die sich verändert.
Dort unten blinkt etwas.
- Mhm.
Man bräuchte die Leitungen viel
schneller, um die Probleme zu lösen.
Das ist ein gewaltiger Unterschied
zur jetzigen Situation.
Es ist eine
Verschandelung der Landschaft hier.
Für uns ist die Option, Hochspan-
nungskabel in den Boden zu verlegen.
Es ist eine enorme Herausforderung,
die auf uns als EKZ zukommt,
aber auch auf
alle anderen Verteilnetzbetreiber.
Im Moment bauen wir
das Stromnetz aus für Strom,
den wir eigentlich
gar nicht brauchen.
Bringt die Energiewende
das Stromnetz ans Limit?
* Elektrisches Knistern *
* Brummen *
Mit Untertiteln von SWISS TXT
* Dynamische Musik *
Ein Aussenquartier von Winterthur.
Hier geht bald ein neues
kleines Kraftwerk ans Netz.
Solarpanels kommen aufs Dach.
Montiert werden sie von
der Energiewendegenossenschaft
Region Winterthur,
unterstützt von Helfern.
Jetzt schieb es in die Flucht,
in die Flucht des oberen Panels.
Perfekt.
Wir befinden uns
quasi am Puls der Energiewende.
Wie ist die Nachfrage im Moment?
Die Nachfrage ist sehr gross.
Seit 2022 montieren wir
von der Energiewendegenossenschaft
Region Winterthur
etwa 100 Anlagen pro Jahr
auf den Dächern
in der Region Winterthur.
Viele Leute sehen, dass Anlagen
gebaut werden, es zieht wieder an.
Es gibt zudem einen neuen Konflikt,
der Energiethemen präsent macht.
Das wird noch vermehrt dazu führen,
dass unsere Nachfrage steigen wird.
Er rechts, das ist der Hausbesitzer,
Paul Stalder.
Du hast dich für eine solche Anlage
entschieden. Warum?
Es ist auch
ein Beitrag für mehr Ökostrom,
den wir in der Schweiz brauchen.
Unser Haus scheint mir
dafür ziemlich geeignet zu sein.
Es hat eine grosse Dachfläche.
- Du machst beide Dachseiten.
So viel Strom wirst
du selbst kaum verbrauchen.
Ich habe vor, ein Elektroauto zu
kaufen, das verbraucht etwas mehr.
Wenn ich etwas einspeisen kann,
ist es auch gut.
Etwas Einspeisen ist auch gut -
für Paul vielleicht schon,
aber für das Stromnetz nur bedingt,
dazu später mehr.
Aber fangen wir von vorn an.
Wir stecken in der Schweiz
mitten in der Energiewende.
Unsere Gesamtversorgung
soll bis 2050 umgebaut werden:
erneuerbar statt fossil.
Wenn man zurückblickt, ist der
Energieverbrauch in der Schweiz
bis in die 50er-Jahre
relativ stabil geblieben.
Dann ist der Verbrauch
von fossilen Brennstoffen,
hier dunkelrot, massiv gestiegen.
Gleichzeitig
hat auch der Stromverbrauch,
hier blau, zugenommen.
57 % des gesamten Energieverbrauchs
machen die Fossilen heute aus,
die Elektrizität 27 %
und 16 % liefern
z.B. Biogas, Holz oder Fernwärme.
Mit der beschlossenen Energiewende
sollen Brennstoffe bis 2050
fast vollständig ersetzt werden,
dank mehr Effizienz und mehr Strom.
Und der soll
v.a. Solarenergie liefern -
fast fünfmal mehr als heute.
Um das zu erreichen, braucht es
noch viel mehr Dächer wie dieses,
aber auch grosse Solaranlagen.
Ein riesiges Ausbauunterfangen,
das ganz neue Herausforderungen
für das Stromnetz bedeutet.
Heute sorgen
v.a. die drei Atomkraftwerke
und grosse Wasserkraftwerke in den
Alpen für den Hauptteil des Stroms.
Sie liefern gleichmässig,
halten das Netz stabil.
Und heute schon
gibt es rund 300'000 Solaranlagen.
Je nach Sonne produzieren
sie mehr oder weniger Strom.
Ab 2033 gehen die Atomkraftwerke
nach und nach vom Netz.
Der Solarstrom soll
einen Grossteil davon kompensieren.
Für das Stromnetz
heisst das aber auch:
Der Strom kommt von überall
und viel weniger zuverlässig.
Und ganz generell hängt in Zukunft
auch immer mehr am Netz:
Elektroautos,
Wärmepumpen, Rechenzentren.
Aber was heisst das
konkret fürs Stromnetz?
Angefangen auf
der höchsten Netzebene,
dem Übertragungsnetz von Swissgrid.
Der Hauptsitz von Swissgrid in Aarau.
Von hier aus wird das Schweizer
Hochspannungsnetz gesteuert.
Mich nimmt wunder, was man hier
von der Energiewende schon spürt.
Ich bin mit dem Chef
des Netzbetriebs verabredet.
Willkommen bei Swissgrid.
Hier siehst du unsere
verschiedenen Arbeitsplätze.
Die Leute von Bastien Grand
achten darauf,
dass das Schweizer Stromnetz
jederzeit im Gleichgewicht bleibt.
Es ist ein ständiges Ausbalancieren
von Produktion und Verbrauch.
Wir müssen immer
diese Parameter überwachen.
Wir haben Strom.
Wir dürfen die Leitungen
nicht überlasten.
Spannung und Frequenz müssen immer
in diesem grünen Bereich bleiben.
Wir befinden uns im Moment
mitten in der Energiewende.
Da werden viele Leute
auch zu Minikraftwerken,
wenn sie zu Hause
ihre Solaranlage auf dem Dach haben.
Wie wirkt sich das aus?
- Das hat riesige Konsequenzen.
Die Herausforderungen
für uns in der Leitstelle
sind heute viel grösser als noch
vor einigen Jahren, das ist klar.
Die gesamte Stromproduktion
sei heute schon deutlich volatiler.
Man müsse viel mehr eingreifen
als früher, erzählt er mir.
Wenn ich jetzt darauf schaue: Wie oft
kommt es denn tatsächlich vor,
dass - wie dort oben -
das rote Licht aufleuchtet?
Also ...
* Piepsen *
Jeder einzelne Parameter ...
- Jetzt.- Ja, genau.
Wenn der Ton mit Licht kommt,
bedeutet das, dass man agieren muss.
Man muss wirklich handeln.
Was war der Alarm?
Der Alarm?
Das war ein Verteilnetzbetreiber.
In dem Fall mussten Sie
eine Kupplung zu der Zeit öffnen.
Das ist eine präventive Massnahme.
Für mich an der Stelle interessant,
zu wissen, sehr gut.
Aber keine grössere Sache?
- Genau, keine grössere Sache.
Das ist nur als Information an mich.
Was ist die grösste Herausforderung
der Energiewende?
Ich sehe, dass sich alles
um unsere Übertragungsnetze ändert.
Das bedeutet,
dass wir superagil sind,
dass wir antizipieren,
was nächstes Jahr passieren wird,
wo wir Probleme haben werden.
Das ist ganz neu, würde ich sagen.
Sie erwarten bei Swissgrid,
dass das Auf und Ab der Stromflüsse
in Zukunft noch stark zunimmt.
Swissgrid
will darum das Netz ausbauen.
Schon heute bestehen
starke 380-kV-Verbindungen
aus dem Aargau bis ins Bündnerland.
Bis 2040 will man noch
an weiteren Orten für 5,5 Mrd. Fr.
die Kapazitäten erweitern -
v.a. zum und im Wallis,
auf der Nord-Südachse
und auch im Raum Zürich,
wie z.B. hier bei Adliswil
im Süden von Zürich.
Entlang der Albiskette
wird eine neue stärkere Leitung
gebaut, für 220 kV Spannung.
Dafür braucht es
neue und höhere Masten.
Die jetzige 150-kV-Leitung
soll später verschwinden.
Zukünftig werden wir die Stadt
Zürich von einer zweiten Seite,
vom Süden her,
ans Hochspannungsnetz anschliessen.
Es gibt einen
grösseren Stromverbrauch.
Wir müssen mehr Strom
in diese Region bringen.
Es geht um die Versorgungssicherheit
im Grossraum Zürich und im Land,
die Leitung ist Teil des schwei-
zerischen und europäischen Netzes.
Aber bis die Leitung
durchgehend in Betrieb ist,
dauert es noch einen Moment.
Wie oft bei solchen Ausbauten
gibt es Einsprachen.
Es drohen Gerichtsverfahren.
Definitiv im Betrieb sei die
ganze Leitung darum nicht vor 2033,
heisst es bei Swissgrid.
Trotz noch fehlender Kapazitäten
muss Swissgrid
das Netz in Balance halten.
Dafür werden hier
im Simulationszentrum
verschiedenste Szenarien
durchgespielt.
Das ist unser Netz.
Swissgrid trainiert ihre Fachleute
mit diesem Programm,
das das gesamte Schweizer Stromnetz
realistisch simuliert.
Das sind die Leitungen,
die Unterwerke.
Und in den Leitungen
siehst du die Prozente,
wie viel Strom
durch die Leitung fliesst.
Siehst du etwas,
das nicht korrekt zu sein scheint?
Oder sieht alles ...
Nein, dort unten blinkt etwas.
- Mhm.
Im Wallis ist die Leitung
ab dem Wasserkraftwerk Bitsch
über 100 % belastet.
Was könnte man in diesem Fall tun,
um diesen Fluss zu reduzieren?
Wahrscheinlich das Kraftwerk
etwas runterfahren?
Mhm, gute Idee.
Versuchen wir, 250 zu reduzieren.
- Ja.
Dafür rufe ich im Kraftwerk an.
Kraftwerkanlagensteuerstelle,
Braun.
Grüezi, Herr Braun, Müller.
- Guten Tag, Herr Müller.
Ich rufe an, weil wir
die Leistung im Kraftwerk Bitsch
um 250 MW reduzieren möchten.
- Das habe ich verstanden.
Wir werden im Kraftwerk Bitsch
die Maschine um 250 MW runterfahren.
Danke schön.
Und wir sind wieder unter 100.
- Genau, die Situation ist gelöst.
Aber man muss
irgendwo anders kompensieren.
Stimmt, da fehlen jetzt 250 MW.
- Genau.
Die müssten natürlich drin sein,
damit die Frequenz auf 50 Hz bleibt,
wo sie sein müsste.- Absolut.
D.h., ich muss jetzt noch bei einem
Kraftwerk ausserhalb des Wallis
die 250 MW wieder anfordern,
damit das ganze Netz
im Gleichgewicht bleibt.
Solche Umdisponierungen kosten Geld -
Geld, das wir
über die Netzgebühren mit zahlen.
Ist ein Fall wie der im Wallis
typisch?
Das ist ziemlich typisch,
das passiert meistens im Sommer.
Aber wenn wir superviel Produktion
in dieser Region haben,
fehlen uns die Leitungskapazitäten.
D.h., es braucht mehr Leitungen?
Genau.
Einerseits erneuern wir Leitungen,
andererseits brauchen wir neue,
grössere, stärkere Leitungen.
Das braucht superviel Zeit.
Man bräuchte
die Leitungen viel schneller,
um diese Probleme zu lösen.
Denn je mehr Engpässe es gibt,
desto mehr müssen sie
eingreifen und umdisponieren.
* Spannende Musik *
Fast überall, wo Masten und Leitungen
gebaut oder ausgebaut werden,
gibt es auch Widerstand.
Beispiel Wallis.
Hier kommt Swissgrid mit
dem Netzausbau nur harzig vorwärts.
Bei Leukerbad ist der Ausbau
der wichtigen Gemmileitung blockiert.
Das Bewilligungsverfahren
läuft schon seit 2015.
Die Gemeinde wehrt sich aber
gegen die Linienführung.
Geplante Inbetriebnahme:
2031 oder später,
je nach Gerichtsverfahren.
Im Rhonetal bei Chippis sorgt
die geplante neue 380-kV-Leitung
seit Jahren
für Protest und Verzögerung.
Die Forderung: Der Strom
aus den Walliser Wasserkraftwerken
soll unterirdisch
transportiert werden.
Widerstand gibt es auch
im Reusstal im Kanton Aargau.
Diese 220-kV-Leitung am Dorfrand
von Niederwil soll ersetzt werden.
Swissgrid plant
eine neue 380-kV-Leitung,
am Hügel oben durch den Wald.
Das wurde vom Bundesrat so bewilligt,
kommt aber bei der Bevölkerung
nicht gut an.
Da wird es noch orange Kugeln geben.
Das ist ein gewaltiger Unterschied
zur jetzigen Situation.
Es wird die ganze Landschaft
komplett verändern.
Man sieht hier die Natur.
Man sieht die Waldsilhouette.
Später werden hier
riesige Türme herausschauen.
Es wird
eine ganz andere Landschaft sein.
Ich bin hier hinten zu Hause mit
einer landwirtschaftlichen Siedlung.
Das ist eine
Verschandelung dieser Landschaft,
diese hohen Masten über dem Wald.
Oben steht sogar noch einer
in der Ökofläche - auf 80 m Höhe.
Betroffene Landbesitzer, aber auch
die zehn Gemeinden des Reusstals,
erheben Einspruch
gegen die neue Freileitung.
Eine Lösung ist
bei der heutigen Technik
nicht einfach eine neue Freileitung,
die noch grösser, noch höher ist,
sondern eine Erdverkabelung.
Statt durch den Wald zu gehen,
soll diese Leitung
also im Untergrund verschwinden -
so wie sie es heute schon
weiter nördlich bei Brugg macht.
Hier wurde das Hochspannungskabel
über 1,3 km in den Boden verlegt -
zum ersten Mal in der Schweiz,
um ein Dorf zu entlasten.
So entschied das Bundesgericht
nach einem jahrelangen Streit.
In einem Informationszentrum
will Swissgrid
ihr Projekt im Reusstal
der Bevölkerung näherbringen.
Ein Teil des neuen Abschnitts
soll unter die Erde,
aber nur auf diesen 4,3 km,
wo die Reusslandschaft geschützt ist.
Erdkabel kosten ein Mehrfaches von
Freileitungen: zwei- bis zehnfach.
Das sind Kosten, die jeder Schweizer
Stromkonsument mittragen muss.
Bei den Baukosten ist es so,
dass sie viel teurer sind.
Da sind wir
um einen Faktor 4 teurer.
Aber wenn man
die Lebenszykluskosten betrachtet,
die man
über 80 Jahre bewerten muss,
sind die Verluste, die
eine Freileitung hat, massgebend.
Das summiert sich,
da kommen viel grössere Beträge
zusammen als Baukosten,
dann wird das Erdkabel
plötzlich wieder interessant.
An der Luft verlieren Kabel tat-
sächlich mehr Strom als in der Erde.
Aber der Streit zwischen
Swissgrid und ihren Kritikern
dreht sich v.a. um die technischen
Eigenheiten von Erdkabeln.
Zu viele Erdkabel in ihrem Netz
gefährdeten die Stabilität,
sagt Swissgrid, und beruft sich
auf eine eigene Studie.
Die Kabelstudie hat gezeigt,
dass ein zunehmender Kabelanteil
grosse technische Probleme bringt.
Heute sind 42 von den 6'700 km
unter dem Boden.
Wir wissen, dass bis zu 250
weitere km ins Netz kommen werden,
weil das in einem Verfahren
oder durch ein Gericht
bereits beschlossen ist.
Man muss sich für die Zukunft
gut überlegen, wo man Erdkabel baut.
Es werden weitere Kabel kommen,
aber der Anteil muss
möglichst gering gehalten werden.
damit wir jederzeit ein
sicheres und stabiles Netz haben.
Das ist eine punktuelle Betrachtung.
Wenn man die Technik
punktuell anschaut, mag das stimmen.
Aber wenn man den Blick öffnet
und alle technischen Möglichkeiten
mit einbeziehen würde,
dann wird auch so ein Netz
stabil betrieben werden können.
Es geht darum, dass sich Leitungen
in der Luft anders verhalten
als Leitungen,
die im Boden verlegt werden.
Zum einen
ist die Blindleistung höher.
Das bedeutet, dass der Strom im Boden
mehr Wirkkraft verliert
als in der Luft.
Zum anderen gibt es im Boden
mehr Resonanzen,
die die Stromnetze stören.
Beide Phänomene kann eine aktive
Kompensationsanlage ausgleichen,
aber diese Anlagen sind teuer.
Klar ist: Würde Swissgrid
mehr Erdleitungen bauen,
gäbe es weniger Widerstand
gegen den Ausbau -
nicht nur im Reusstal.
Aber die Politik will es anders.
Das Parlament darf sich im Grundsatz
für Freileitungen aussprechen.
Das Gesetz dazu,
der sog. Netzexpress,
soll noch in diesem Sommer
verabschiedet werden.
* Spannende Klänge *
Freileitungen würden im Swissgrid-
Netz also der Standard bleiben.
Dabei hätte ein Schweizer Unternehmen
in Hedingen vielleicht eine Lösung.
Es hat eine
neue Art Erdkabel entwickelt
mit besseren Eigenschaften.
Diese Kabel basieren
auf Aluminiumrohren und Druckluft,
entwickelt von Elektroingenieur
Walter Holaus.
Hier der Vergleich von traditio-
nellem Erdkabel zu Druckluftkabel.
Man sieht
den Innenleiter aus Kupfer.
Bei uns ist
der Innenleiter aus Aluminium.
Die Isolierung hier ist aus Isolier-
material, bei uns ist das Luft,
und ein Gehäuse
aus massivem Aluminium.
Das dient als Abschirmung
und gleichzeitig als Druckbehälter,
um die Luft im Kabel
unter Druck zu behalten.
Diese Druckluftkabel
sind sehr verlustarm.
Sie verursachen
deutlich weniger Störungen im Netz
als normale Erdkabel.
Es gibt sie
für verschiedene Spannungsebenen.
Wir haben sie auch für 145 kV
oder sogar für Mittelspannung.
Und es gibt noch
dreiphasige gekapselte Optionen,
bei denen
alle drei Leiter im Gehäuse sind -
auch für alle Spannungsebenen:
Mittelspannung bis Höchstspannung.
Aber auch diese Kabel kosten mehr.
Druckluftkabel sind etwa Faktor 3
teurer pro km als Freileitungen.
Aber es gibt
zwei wichtige Argumente dagegen.
Das Wichtigste ist,
dass Druckluftkabel im Betrieb
viel weniger Verluste haben,
damit
kompensieren sich die Mehrkosten.
Der zweite wichtige Punkt ist,
dass Freileitungen
im Zickzack über Berge und Land
verlegt werden müssen.
weil man sonst
keinen passenden Korridor findet,
wogegen Druckluftkabel
sehr gerade verlegt werden können
und damit hat man weniger Kilometer.
Besonders für Tunnel
wären diese Kabel geeignet.
Walter Holaus hat seine
Kabelrohre zu Demonstrationszwecken
im Üetlibergtunnel bei Zürich
unterhalb der Fahrbahn verlegt.
Der Vorteil im Tunnel ist,
dass sie nicht brennen können.
Aber die Technologie ist neu.
Noch fehlen Erfahrungen
im Hochspannungsbereich.
Auf der Kunden-
oder Netzbetreiberseite
ist unsere
grösste Herausforderung, zu zeigen
dass wir Betriebserfahrung
mit diesen Druckluftkabeln besitzen.
Das ist kritische Infrastruktur,
die überall dort gebraucht wird,
wo man grosse Energiemengen
in einem Korridor übertragen muss.
Wir müssen jetzt
durch diese Zeit tauchen,
bis wir
genügend Betriebserfahrung haben,
um auf der Kundenseite
gute Referenzen zu haben.
Die neue Swissgrid-Leitung
im Süden von Zürich
soll tatsächlich per Erdkabel
durch den Uetliberg geführt werden.
Aber Swissgrid setzt dafür
auf die klassische Variante.
Die neuen Druckluftkabel
wollen sie zuerst ausgiebig testen.
Es ist ein erster Versuch geplant,
aber für den jetzigen Netzausbau
kommen die neuen Kabel nicht infrage.
Es ist wichtig,
erprobte und sichere Technologien
ins Übertragungsnetz einzubauen,
weil es nachher
über 40-80 Jahre zu jedem Zeitpunkt
sicher und stabil
funktionieren muss.
* Knistern *
Sicher und stabil -
das ist das Credo.
Denn niemand will das Horrorszenario.
* Elektrisches Surren *
Einen Blackout.
* Sirenen *
28. April 2025, früher Nachmittag.
Kein Strom mehr
in Spanien und Portugal.
Es dauert 15 Std.,
bis das Netz wieder hochgefahren ist.
Es ist die grösste Störung in Europa
seit 2003.
Damals fiel in Italien
flächendeckend der Strom aus -
mitten in der Nacht:
bis zu 18 Std. Ausnahmezustand
für 50 Mio. Menschen.
* Entfernte Sirenen *
Der Auslöser: ein umgestürzter Baum
in der Innerschweiz.
Er kappte eine wichtige Hoch-
spannungsleitung Richtung Italien.
1963 trifft es in der Nacht
auch die Schweiz.
Der Sprecher der Stromgesellschaft
kommentiert es in der "Tagesschau".
(O-Ton) Die ganze Schweiz wurde
vom ausländischen Netz abgetrennt,
sodass wir die Versorgung
nicht aufrechterhalten konnten.
Die Leitungen aus dem Ausland,
einerseits von Deutschland
und andererseits von Frankreich
aus der Rheinebene
und aus dem Rhonetal,
waren sehr stark belastet.
Es dauerte nur knapp 2 Std.
Viele Menschen
merkten es im Schlaf nicht einmal.
In den Zeitungen
wird der Vorfall locker kommentiert.
Heute wären die Folgen
sicher viel gravierender.
Es hängt viel mehr am Stromnetz
als vor 60 Jahren.
Darum wird das Blackout-Szenario
auch bei Swissgrid
mehrere Male pro Jahr trainiert,
zusammen mit
den anderen grossen Netzbetreibern.
Und es wird dunkel
im Simulationsprogramm.
Wir haben nichts mehr,
keine Spannung mehr, keine Frequenz.
Blackout.
- Genau.
In diesem Fall muss man
eine riesige Prozedur durchführen,
und das Ganze wieder aufzubauen.
Was macht man in einem solchen Fall?
Wir haben Kraftwerke,
die ohne Strom starten können.
Von diesen kleinen Einheiten
werden wir immer grösser,
bis wir das Ganze
wieder aufgebaut haben.
In unserer Simulation nehmen
die ersten Wasserkraftwerke
im Berner Oberland
den Betrieb wieder auf.
Dann werden sie
mit weiteren Kraftwerken verbunden.
Gleichzeitig müssen auch
die Verbraucher zugeschaltet werden.
Was ich wirklich realisiere, ist,
dass man sehr,
sehr gewählt zuschalten muss.
Man kann
nicht einfach irgendwo zuschalten.
Wenn es zu viel ist, bricht
alles wieder zusammen.- Genau.
Das ist die Schwierigkeit
dieser Situation.
Wenn man einen Fehler begeht,
kann dieser alles kaputt machen,
und man muss alles neu starten.
Deswegen braucht es Zeit.
Wie lange würde es dauern,
wenn es ein kompletter Blackout
in der Schweiz wäre?
Wenn wir von einem kompletten Black-
out reden, kein Strom in Europa,
wir können also
keine Spannung von extern erhalten,
würden wir sicher
von einem Tag reden.
Du hast gesagt,
die Herausforderungen würden grösser.
Wir hatten z.B. im letzten Jahr
einen grossen Blackout in Spanien.
Wie hoch ist denn
das Risiko in der Schweiz?
Klar, das Risiko eines Blackouts
existiert. Das ist eine Realität.
Aber in der Schweiz ist das Risiko
trotzdem immer noch sehr klein,
auch weil wir in der Mitte Europas
sehr stark integriert sind
mit 41 Leitungen.
Aber um zu vermeiden,
dass es in Zukunft grösser wird,
muss man unbedingt
ein starkes Netz haben
und auch die Integration in Europa
ist absolut wichtig.
Fest steht: Das Netz wird instabiler,
mit weniger Atomstrom
und dafür mehr Solar- und Windstrom
aus der Schweiz und Europa.
Ob dadurch das Blackout-Risiko
steigt, dazu sagt Swissgrid nichts.
Betroffen von der Energiewende
ist aber nicht nur
das Übertragungsnetz von Swissgrid.
Es ist mit seinen über 6'760 km Länge
zwar das Rückgrat,
aber trotzdem nur ein kleiner Teil
des Schweizer Stromnetzes.
Das Verteilnetz
ist viel grösser und feiner.
Hier kommt der Strom aus dem Hoch-
spannungsnetz über Transformatoren
meistens unterirdisch
zu Haushalten und Betrieben.
Die unteren Netzebenen
haben 226'000 km Leitungen,
die von 600 verschiedenen
Netzbetreibern unterhalten werden.
Auch für sie wird die Energiewende
alles andere als einfach.
Urdorf/ZH, im Gebiet der EKZ,
einem grossen Schweizer
Verteilnetzbetreiber.
Hier wird ein alter Verteilkasten
durch eine
moderne Trafostation ersetzt.
Die Leitungen zu den Häusern im
Quartier müssen angeschlossen werden.
Hallo zusammen.
Für den Leiter Netzwirtschaft
der EKZ
ein gutes Beispiel für
die gerade laufende Transformation.
Wir haben hier eine Überbauung
aus den 70er-Jahren.
die in den 70er-Jahren erschlossen
wurde. Das wird jetzt saniert.
Neu gibt es PV-Anlagen aufs Dach,
und auch
Elektromobilität und Wärmepumpen.
Dadurch wird die Anschlussleistung
neu doppelt so gross wie bisher.
Das Verteilnetz wird durch
die Energiewende besonders gefordert.
Mehr Wärmepumpen und Elektroautos
ziehen mehr Strom aus dem Netz.
Solaranlagen auf den Dächern drücken
im Sommer viel Strom ins Netz.
Das braucht einen Verteilnetzausbau.
Der kann teuer werden.
Eine Studie des Bundesamtes
für Energie von 2022 zeigt das.
Dabei ist die Rede von 30 Mrd. Fr.
zusätzlichen Investitionen bis 2050.
Das ist eine enorme Herausforderung,
die hier auf uns als EKZ zukommt,
aber auch auf alle
anderen Verteilnetzbetreiber,
denn alle stehen
vor demselben Problem.
Die EKZ investiert heute schon
wöchentlich über 2 Mio.
in den Unterhalt und Ausbau
des Netzes.
Wir gehen davon aus, dass dieser
Betrag in Zukunft zunehmen wird.
Immerhin: Seit Anfang Jahr darf
der Strom per Gesetz mal billiger,
mal teurer sein -
ein flexibler Stromtarif also.
Der Zweck dieses Tarifs ist,
dass wir das Signal weitergeben,
an den Kunden,
nicht dann Energie zu verbrauchen,
wenn die Netzbelastung hoch
und der Strom knapp ist.
Über solche Steuergeräte sollen
z.B. Autos erst dann geladen werden,
wenn der Strom billig
und das Netz wenig belastet ist.
Die grösste Herausforderung
sei aber der Solarboom,
heisst es aber
bei den Netzbetreibern.
Hauptgrund: Es kommen jede Woche neue
Photovoltaikanlagen ans Verteilnetz.
Früher wurde v.a. die Energie
eingespiesen, auf der Netzebene 1,
und dann verteilt bis in die Nieder-
spannung der Haushaltsnetzebene.
Neu wird auch in die Niederspannung
sehr viel Energie eingespeist.
Die Energie
kommt von unten nach oben.
Das ist ein Paradigmenwechsel
auch für das Verteilnetz.
Auch hier entlastet das Gesetz
seit Anfang Jahr die Netzbetreiber.
Sie müssen
nicht allen Solarstrom abnehmen,
den die PV-Anlagen produzieren.
Was heisst das?
Das ist das Leistungsprofil einer
typischen Solaranlage übers Jahr.
An schönen Sommertagen
liefert sie viel Strom,
bei schlechtem Wetter
und auch im Winter wenig.
Seit Januar muss der Netzbetreiber
nur noch 70 %
der Spitzenleistung übernehmen.
Aber übers Jahr verteilt
dürfen höchstens 3 % der
Gesamtleistung abgeriegelt werden.
D.h., es kann immer noch
fast alles ins Netz.
Reichen diese Massnahmen?
In Burgdorf
an der Berner Fachhochschule.
beschäftigt sich Christof Bucher mit
der Leistung von Photovoltaikanlagen
und den Auswirkungen des geplanten
Zubaus in den nächsten Jahren.
Auf dieser Grafik
sehen wir in diesen farbigen Säulen,
wie viel Strom Swissgrid Verbrau-
cher/-innen zur Verfügung stellt.
Wir sehen auch,
wie viel Solarstrom wir schon haben.
Wir sehen, dass an gewissen Tagen
heute bereits mehr Strom
mit Solaranlagen produziert wird,
als wir überhaupt brauchen.
In der Energiewende planen wir,
den Anteil Solarstrom
nochmals etwa zu vervierfachen.
D.h., wir werden sehr viel
grössere Leistungsspitzen haben,
als wir verbrauchen.
Das Stromnetz ist dafür da,
die Energie vom Produktionsort
zu den Verbrauchern
zu transportieren.
Wenn aber viel mehr produziert wird,
als wir verbrauchen,
brauchen wir kein Transportnetz.
Wir brauchen eine Lösung,
die dafür sorgt,
dass die hohen Leistungsspitzen
gar nicht erst ins Stromnetz gehen.
Sonst bestehe die Gefahr,
dass das Netz teuer ausgebaut werde,
für Strom, den niemand verbrauche.
Laut gesetzlicher Grundlage muss
der Netzbetreiber das Netz ausbauen,
wenn der Kunde eine Solaranlage
anschliessen möchte.
Seit 1. Januar muss er nur noch 70 %
anschliessen, aber das reicht nicht.
Es wäre gescheiter, wenn
der Netzbetreiber das Recht hätte,
zu überprüfen, ob es billiger ist,
das Netz auszubauen
oder eine Entschädigung zu zahlen.
Die Abnahmepflicht für Solarstrom
müsse darum in Zukunft
weiter gesenkt werden.
D.h.,
dass wir die Energie wegwerfen.
Wir brauchen sie vor Ort, in einem
Batteriespeicher, im Elektroauto.
Aber wir müssen
kein Netz für diese Leistung bauen,
wenn auf der anderen Seite des
Kabels niemand den Strom braucht.
Eine Lösung
für überschüssigen Solarstrom
sind lokale Batteriespeicher
direkt in den Häusern
oder im Quartier.
So wird der Solarstrom vor Ort
gespeichert und verbraucht.
Das belastet das Stromnetz weniger.
Verschiedene Elektrizitätswerke
haben schon erste lokale
Batteriespeicher installiert,
weitere sind geplant.
Es sind solche Container,
in denen häufig klassische
Lithiumionenbatterien sind.
In Laufenburg im Kanton Aargau,
wo der Strom aus Deutschland
und Frankreich in die Schweiz kommt,
entsteht eine Batterie
von ganz anderen Dimensionen.
Hier soll die weltweit grösste
Redox-Flow-Batterie gebaut werden.
Initiant ist Marcel Aumer.
Das Kapital kommt
von privaten Investoren.
Die Firma hat ihren Standort
am alten Sitz von Swissgrid,
dort, wo bis 2018
die nationale Stromleitzentrale war.
Die Batterie, die hier gebaut wird,
basiert auf einer Technik
mit flüssigen Salzlösungen.
Es gibt in Deutschland schon
eine solche Redox-Flow-Testanlage.
Im Keller stehen dort Tanks
mit der Salzlösung, einem Elektrolyt.
Im Stock drüber sind die Stacks,
wo der Strom gewonnen wird.
Redox-Flow-Speicher
haben Vorteile gegenüber
klassischen Lithiumionenbatterien:
Sie sind nicht brennbar und sie
halten die Leistung über viele Jahre.
Die Batterie in Laufenburg
soll gut 100-mal so gross werden
wie die deutsche Testanlage mit einer
Maximalleistung eines Atomkraftwerks.
Im unteren Bereich
stehen Tanks von 15 m Höhe,
darüber die 5 m hohen Zell-Stacks,
und zuoberst
5 m hohe Umwandler und Transformer.
In den obersten Stöcken
sind Rechenzentren geplant.
Die Batterie hängt auch
direkt am Hochspannungsnetz.
Ganz wichtig wird sie
wegen der Netzstabilität.
Wenn man plötzlich
eine totale Unterkapazität hat,
hat man eine grosse Leistung.
Diese Leistung ist genau gleich
wie das Kernkraftwerk Leibstadt.
Wir können 1,2 Gigawatt
ins Netz reindrücken.
Wenn wir das Gegenteil haben, wenn
wir viel Sonne und viel Wind haben,
massive Überkapazitäten, dann muss
diese Überkapazität weg vom Netz,
d.h., wir saugen sie vom Netz ab,
laden den Batteriespeicher,
und wenn wir nachts
das Gegenteil haben,
nehmen wir diese
Speicherkapazität wieder
und speisen den Strom
wieder ins Netz ein.
Diese Batterie
soll 2029 in Betrieb gehen.
Swissgrid hat den Anschluss an ihr
Hochspannungsnetz schon bewilligt.
Zumindest ein Teil der Probleme
der Energiewende
könne so gelöst werden,
meint Christof Bucher.
Solche Grossspeicher helfen sehr,
unser gesamtes Stromsystem
stabil zu halten.
Sie nützen aber nichts,
wenn es darum geht,
am Ende einer langen,
dünnen Leitung im Verteilnetz
eine Solaranlage anzuschliessen.
Dafür braucht es
Massnahmen direkt vor Ort.
Massnahmen, damit der viele Solar-
strom das Stromnetz nicht überlastet
oder den Ausbau
viel teurer macht als nötig.
Hier bei Winterthur kommt
die neue Solaranlage von Paul Stalder
nächstens ans Stromnetz.
* Pulsierende Klänge *
Aber der Strom,
der nicht gebraucht wird,
soll nicht nur ins Netz fliessen.
Paul lässt im Keller
einen Batteriespeicher installieren.
Das ist immer mehr im Kommen.
Jetzt müssen wir ihn hier ...
- Ich habe ihn.
Wieso hast du dich
für eine solche Batterie entschieden?
Im Notfall könnten wir ...
Bei einem Stromausfall
könnten wir uns selbst versorgen.
Aber am Mittag,
wenn es am meisten Strom gibt,
muss ich ihn nicht einspeisen,
dann kann ich die Batterie füllen
und erst dann einspeisen,
wenn es mehr Entschädigungen gibt.
Wie ist das, Lukas?
Wie viele Speicher gibt es hier?
Hier haben wir 22 kWh.
Das ist eine Grössenordnung,
die Paul helfen wird,
im Sommer
gut über die Nacht zu kommen,
über Tage, an denen das Wetter
nicht so sonnig ist.
Die Leute wollten nicht schon immer
gleich auch eine Batterie.
Was hat zu dieser
Veränderung geführt?
In den letzten Jahren hat man
selten zu einer Solaranlage
einen Batteriespeicher installiert.
Man brauchte das Netz
als grosse Batterie.
Wenn man einen Überschuss hatte,
pumpte man den Strom ins Netz.
Wenn man zu wenig hatte,
nahm man ihn aus dem Netz.
Aufs neue Jahr,
wurden die Strompreise so angepasst,
dass die Speicherfunktion
des Netzes teurer wird.
Das Netz hat eine gewisse Kapazität,
ist nicht unerschöpflich.
Darum ist es jetzt
attraktiv und sinnvoll,
lokal produzierten Strom vor Ort
zu speichern und zu brauchen.
Die Batterie im Keller
kann das Stromnetz entlasten.
Aber künftig braucht es mit Blick
auf den Solarboom noch mehr Anreize,
um dann einzuspeisen,
wenn viel Strom gebraucht wird
und umgekehrt, zu verbrauchen,
wenn es viel Strom hat.
Sonst kommt das Netz ans Limit
oder wird sehr teuer und ineffizient.
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Jetzt wünsche ich einen
schönen Abend, auf Wiedersehen.
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Michaela Hoss - 2026