Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK

Bundesamt für Energie BFE

24. November 2021

Szenariorahmen 2030/2040 für die Stromnetzplanung

Datum: 24. November 2021

Auftragnehmerin: Bundesamt für Energie BFE CH-3003 Bern www.bfe.admin.ch

Projektverantwortliche Stelle: Abteilung Energiewirtschaft, Sektion Netze

Hinweise zur Vernehmlassung

Der vorliegende Entwurf des Szenariorahmens beinhaltet drei Szenarien als Grundlage für die Planung der Stromnetze des Übertragungsnetzes (380/220 kV, Netzebene 1) und der überregionalen Verteil- netze (ab 36 und unter 220 kV, Netzebene 3).

Nach einer Übersicht mit einer Erläuterung der Szenarien und den wesentlichen Kennzahlen enthält der vorliegende Bericht u.a. eine Darlegung der Ausgangslage, die Einordnung des Szenariorahmens in der Netzplanung, eine Beschreibung der Szenarien und detaillierte Kennzahlen zu den Szenarien.

Die Energieperspektiven 2050+ sind eine wesentliche Datengrundlage für die Szenarien. Erste Ergeb- nisse zu den Energieperspektiven 2050+ wurden im November 2020 in einem Kurzbericht sowie als Zusammenfassung publiziert. Weitere Ergebnisse und eine umfassende Dokumentation der Arbeiten werden Ende 2021 publiziert.

Zu diesem Entwurf des Szenariorahmens wird eine öffentliche Vernehmlassung durchgeführt. Die Sze- narien und die entsprechenden Kennzahlen werden mit der darauffolgenden Genehmigung durch den Bundesrat verbindlich für Behörden zu Fragen der Elektrizitätsnetze.

Bundesamt für Energie BFE Pulverstrasse 13, CH-3063 Ittigen; Postadresse: CH-3003 Bern Tel. +41 58 462 56 11 ꞏ Fax +41 58 463 25 00 ꞏ contact@bfe.admin.ch ꞏ www.bfe.admin.ch

2/33

Zusammenfassung Der energiewirtschaftliche Szenariorahmen (SZR CH) stellt für die Netzbetreiber des Übertragungs- netzes (380/220 kV, Netzebene 1) und des überregionalen Verteilnetzes (ab 36 und unter 220 kV, Netzebene 3) eine wesentliche Grundlage dar, um ihre Netzplanung zu erarbeiten oder zu aktualisie- ren. Dieses neue Instrument wurde mit dem Bundesgesetz zum Um- und Ausbau der Stromnetze («Strategie Stromnetze») eingeführt und liegt nun erstmals vor. Die Vorgaben des SZR CH fliessen in die anschliessende periodische Mehrjahresplanung der Netzbetreiber ein. Der SZR CH wird alle vier Jahre überprüft und nachgeführt. Bei der Erarbeitung des SZR CH soll sich das Bundesamt für Energie (BFE) auf die energiepoliti- schen Ziele des Bundes und die gesamtwirtschaftlichen Rahmendaten stützen sowie das interna- tionale Umfeld berücksichtigen. Der SZR CH wird durch den Bundesrat genehmigt und ist für Behör- den zu Fragen der Elektrizitätsnetze verbindlich. Der SZR CH definiert drei Szenarien, welche die Bandbreite wahrscheinlicher energiewirtschaftlicher Entwicklungen abbilden. Jedes der drei Szenarien stützt sich auf ein energiewirtschaftliches Szenario der Energieperspektiven 2050+ (EP2050+) des BFE für die Annahmen zur Schweiz und auf ein Szenario der europäischen Übertragungsnetzbetreiber für Strom und Gas (ENTSO-E und ENTSO-G) für die Annahmen zum Ausland. Mit Blick auf die langen Planungs-, Bewilligungs- und Realisierungszyklen für Übertragungsnetze und überregionale Verteil- netze ist dabei eine grosse Bandbreite an möglichen Entwicklungen zu berücksichtigen. Zieljahre für den ersten SZR CH sind die Jahre 2030 und 2040. Alle Szenarien haben die Klimaneutralität der Schweiz bis 2050 zum Ziel. Das Szenario 1 «Referenz» ist das «Referenzszenario» (Leitszenario), welches gemäss Stromversor- gungsgesetz (StromVG) in der Netzplanung prioritär zu berücksichtigen ist. Das Szenario 2 «Diver- genz» ist ein Szenario mit hohen Anforderungen an die Stromnetze und kann als «Belastungsszena- rio» bezeichnet werden. Das Szenario 3 «Sektorkopplung» ist demgegenüber ein «Entlastungssze- nario» aus Sicht der Stromnetze im Vergleich zu den Szenarien 1 und 2.

Abbildung 1: Übersicht der 3 Szenarien des SZR CH

Das Szenario 1 «Referenz» basiert auf dem Szenario «ZERO Basis» der EP2050+ kombiniert mit der Strategievariante Erzeugung «Ausgeglichene Jahresbilanz 2050». Mit dem raschen Ausbau der inlän- dischen Erzeugung aus erneuerbaren Energien entsteht in der Tendenz im Sommerhalbjahr ein Strom- überschuss. Im Winterhalbjahr ist nach wie vor ein Import von Strom erforderlich, doch trägt der ver- stärkte Ausbau zur Deckung des Stromverbrauchs im Winterhalbjahr bei. Der starke Ausbau der neuen erneuerbaren Energien, insbesondere der Photovoltaik, mit dem Ziel, bis 2050 eine ausgeglichene Jahresbilanz in der Schweiz zu erreichen, bringt Herausforderungen bei deren Integration für das Stromnetz. Für die Entwicklung in Europa wird auf das Szenario «Distributed Energy» der ENTSO ab- gestützt. Die vermehrt dezentrale Erzeugung führt in Europa in der Tendenz zu geringeren weiträumi- gen Lastflüssen. Das Szenario 2 «Divergenz» basiert auf dem Szenario «ZERO A» der EP2050+ mit einer weitgehenden Elektrifizierung des Energiesystems kombiniert mit einer Stromproduktion gemäss der Strategievariante «aktuelle Rahmenbedingungen». Die hohe Stromnachfrage in Verbindung mit einem eingeschränkten Ausbau der Stromproduktion führt zu hohen Anforderungen an die Stromnetze. Für Europa wird auf das Szenario «Global Ambition» der ENTSO referenziert mit vermehrt zentralen grossen Erzeugungsanlagen. Die damit verbundenen erhöhten weiträumigen Lastflüsse führen zu 3/33

hohen Anforderungen an die Stromnetze, insbesondere an das Übertragungsnetz. Beim Szenario 3 «Sektorkopplung» wird eine Entwicklung angenommen, wo Biogas und synthetische Gase (z.B. Was- serstoff) eine wichtigere Rolle im Energiesystem übernehmen. Dies entspricht dem Szenario «ZERO B» der EP2050+ kombiniert mit der Strategievariante Erzeugung «Ausgeglichene Jahresbilanz 2050». Mit der moderaten Zunahme des inländischen Stromverbrauchs, in Verbindung mit einem Zubau von Gasturbinen unter Einsatz von Wasserstoff, wird im Vergleich mit den Szenarien 1 und 2 eine Entlas- tung der Stromnetze erwartet. Für die Entwicklung in Europa wird auf das Szenario «Distributed Energy» der ENTSO abgestützt. Die vermehrt dezentrale Erzeugung führt in Europa in der Tendenz zu geringeren weiträumigen Lastflüssen.

Kennzahlen der Szenarien In der folgenden Tabelle 1 ist eine Übersicht der wichtigsten Kennzahlen für die Zieljahre 2030 und 2040 dargelegt. Die drei Szenarien unterscheiden sich bezüglich der Kennzahlen für das Jahr 2030 kaum. Erst für das Jahr 2040 werden markante Differenzen bezüglich Stromerzeugung und Stromver- brauch ersichtlich.

Jahr 2019 2030 2040

Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromerzeugung – installierte Leistung [MW] Wasserkraft 15 350 17 110 17 110 17 110 19 260 19 260 19 260 Kernkraftwerke 3 330 1 220 1 220 1 220 - - - Thermische Kraftwerke1 920 990 980 1 250 970 950 3 650 Geothermie - 10 10 10 90 20 90 Photovoltaik 2 520 9 770 7 650 9 730 24 070 10 100 18 610 Windkraft 100 310 180 310 1 150 180 1 040 Summe* 22 220 29 400 27 140 29 630 45 540 30 490 42 650 Speicher – Pump- bzw. Ladeleistung [MW] Pumpen von PSKW2 2 620 3 790 3 790 3 790 5 450 5 450 5 450 Dezentrale Batterien - 1 220 690 1 220 5 550 2 330 4 290 Stromverbrauch – Energiemenge [TWh] Nettostromverbrauch3 57,89 60,35 60,79 58,74 67,15 68,59 61,86 Elektrifizierung – Anzahl [Tsd.] Elektrofahrzeuge inkl. Plug-in-Hybride* 40 930 930 870 2 940 2 950 2 520 Wärmepumpen inkl. Grosswärmepumpen* 290 680 700 610 1 010 1 090 860 Tabelle 1: Übersicht der Kennzahlen 2030/2040 für die Szenarien 1 - 3 * ist die gerundete Summe der exakten Einzelwerte

Energiewirtschaftliche Rahmendaten Der SZR CH gibt energiewirtschaftliche Rahmendaten vor, welche in den Simulationen der Netzbetreiber berücksichtigt werden sollen. Dies betrifft Prognosen basierend auf Szenarien in Form des «World Energy Outlook» zur Entwicklung der Rohstoffpreise und CO2-Preise der internationalen Energie- agentur (IEA) sowie Klima- und Wetterdaten, die als Grundlage für die Ermittlung der Einspeiseprofile von Photovoltaik und Wind dienen. Abbildung Ausland Die Berücksichtigung der energiewirtschaftlichen Entwicklungen in Europa erfolgt, indem neben den EP2050+ die Szenarien der ENTSO zum TYNDP2020 berücksichtigt werden. Die Szenarien 1 und 3 des SZR CH referenzieren auf das Szenario «Distributed Energy», welches von mehr dezentralen Erzeugungsanlagen und einem starken Wachstum für Photovoltaik, Biogas und «Power-to-Gas» aus- geht. Für das Szenario 2 wird bezüglich der Entwicklung in der EU auf das Szenario «Global Ambition» referenziert, welches vermehrt zentrale Erzeugungsanlagen wie etwa Offshore-Windkraftanlagen im Norden und grosse Photovoltaik-Anlagen im Süden von Europa vorsieht.

1 Beinhalten: Kehrichtverbrennung, Abwasserreinigung, Biogaskraftwerke, Biomassekraftwerke und weitere thermische Kraftwerke 2 PSKW = Pumpspeicherkraftwerk 3 Nettostromverbrauch = Bruttostromverbrauch ohne PSKW-Pumpen und Netzverluste, aber inkl. Zubringerpumpen 4/33

Stromabkommen Das fehlende Stromabkommen stellt kein eigenständiges Szenario dar, auch wenn sich das bis auf weiteres nicht absehbare Stromabkommen mit der EU ggf. negativ auf den Systembetrieb der Strom- netze, auf die Importmöglichkeiten der Schweiz und die Volkswirtschaft auswirkt. Ohne ein Stromab- kommen müssen insbesondere bezüglich der Sicherheit des Betriebs der Stromnetze separate Rege- lungen der Schweiz mit der EU oder zwischen den Übertragungsnetzbetreibern gefunden werden. Dies kann auch zusätzliche Investitionen im schweizerischen Übertragungsnetz erforderlich machen, zur Aufrechterhaltung der Stabilität des Schweizer Stromnetzes, dem Schutz vor Überlastung aus dem Ausland und der Gewährleistung einer hohen Versorgungssicherheit. Die allfälligen eingeschränkten Exportmöglichkeiten der Nachbarländer und die damit verbundenen eingeschränkten Importmöglich- keiten der Schweiz müssen in die Betrachtungen zur Stromversorgungssicherheit (wie etwa die Analy- sen zur System Adequacy) einfliessen. Grenzkapazitäten Im SZR CH werden die Grenzkapazitäten 2020 und 2025 bei vollständigem Netz mittels der «Net Transfer Capacity» (NTC) 4 pro Grenze und Richtung ausgewiesen (siehe Tabelle 2). Sie sind für die Auslegung der Netze im Rahmen der Stromnetzplanung relevant. Die NTC-Werte für 2025 berück- sichtigen dabei das heutige europäische Übertragungsnetz und Netzausbauprojekte, die bis im Jahr 2025 umgesetzt und in Betrieb genommen werden. Die quantitativen Vorgaben für die Ausle- gung der Stromnetze im Rahmen der Netzplanung müssen unabhängig von möglichen Einschrän- kungen der Importmöglichkeiten während gewisser Stunden im Jahr festgelegt werden. Andernfalls wäre der Import von Strom permanent reduziert, also auch in Zeiten im Jahr, in denen die Nachbarlän- der der Schweiz exportieren könnten.

Jahr 2020 2025 Grenzkapazität (NTC) Kapazität [MW] Quelle: Swissgrid / TYNDP2020 Referenz Grid AT -> CH (Import) 1 200 1 400 DE -> CH (Import) 2 000 3 000 FR -> CH (Import) 3 700 3 700 IT -> CH (Import) 1 910 1 910 CH -> AT (Export) 1 200 1 200 CH -> DE (Export) 4 000 4 200 CH -> FR (Export) 1 400 1 700 CH -> IT (Export) 4 800 5 000 Tabelle 2: NTC-Werte 2020 und NTC-Werte für 2025 bei vollständigem Netz pro Grenze und Richtung

Koordination der Netzplanung Da die Koordination in «vermaschten» Stromnetzen besonders wichtig ist, hat der Gesetzgeber den Informationsaustausch zwischen den Netzbetreibern aller Netzebenen mit Artikel 9 c StromVG gere- gelt. Damit besteht die gegenseitige Pflicht zur unentgeltlichen Erteilung von Auskünften. Dieser Infor- mationsaustausch betrifft geplante Projekte zum Um- oder Ausbau der Stromnetze und Prognosen über Produktion und Verbrauch. Für die Netzentwicklung sind insbesondere die Koordination und der Datenaustausch zwischen Netzebene 1 und Netzebene 3 von Bedeutung. Regionalisierung Der durch den Bundesrat zu genehmigende SZR CH beschränkt sich auf die Vorgabe von nationalen Kennzahlen. Ergänzend zum SZR CH stellt das BFE auf Amtsstufe zur Unterstützung der Netzbetrei- ber einen Leitfaden zu den Methoden der Regionalisierung zur Verfügung. In diesem Leitfaden wer- den Methoden vorgeschlagen, wie die Kennzahlen aus dem SZR CH auf die Netzgebiete und danach auf die Netzknoten verteilt werden können. Der Leitfaden des BFE ist nicht Bestandteil des SZR CH und rechtlich nicht bindend. Die Ausgestaltung der konkreten Regionalisierung bleibt in der Kompetenz und Zuständigkeit der jeweiligen Netzbetreiber.

4 «Net Transfer Capacity» (NTC): Maximale Transportkapazität, die pro Grenze kommerziell genutzt werden kann, ohne die Netzsicherheit zu gefährden. 5/33

Inhaltsverzeichnis 1 Ausgangslage ............................................................................................................................... 7 1.1 Das neue Instrument des Szenariorahmens ..................................................................... 7 1.2 Auftrag zur Erarbeitung des Szenariorahmens ................................................................. 8 1.3 Auswirkungen der Einführung des Szenariorahmens ....................................................... 8 1.4 Studie Szenariorahmen ..................................................................................................... 8 1.5 Netzplanung Übertragungsnetz ........................................................................................ 8 1.6 Netzentwicklung überregionales Verteilnetz ..................................................................... 9 1.7 Netzplanung in den Nachbarstaaten ................................................................................. 9 1.8 Studien zur System Adequacy .......................................................................................... 9 1.9 Abgrenzung zum Bahnstromnetz ...................................................................................... 9 2 Netzplanung und Szenariorahmen ........................................................................................... 10 2.1 Der Szenariorahmen als erster Schritt der Netzplanung ................................................ 10 2.2 Berücksichtigung der Szenarien in der Netzplanung ...................................................... 11 2.3 Zeithorizont Szenariorahmen .......................................................................................... 11 3 Szenarienbeschreibung............................................................................................................. 12 3.1 Szenario 1: «Referenz»................................................................................................... 13 3.2 Szenario 2: «Divergenz» ................................................................................................. 14 3.3 Szenario 3: «Sektorkopplung» ........................................................................................ 14 3.4 Szenarien und Varianten der Energieperspektiven 2050+ ............................................. 15 3.5 Szenarien des «Ten-Year Network Development Plan» 2020 ....................................... 16 4 Stromerzeugung......................................................................................................................... 17 4.1 Wasserkraft ..................................................................................................................... 17 4.2 Kernkraft .......................................................................................................................... 18 4.3 Thermische Kraftwerke ................................................................................................... 18 4.4 Geothermie ...................................................................................................................... 18 4.5 Photovoltaik ..................................................................................................................... 19 4.6 Windkraft ......................................................................................................................... 19 5 Stromverbrauch ......................................................................................................................... 20 5.1 Stromverbrauch konventionell ......................................................................................... 20 5.2 Elektromobilität ................................................................................................................ 21 5.3 Wärmepumpen ................................................................................................................ 21 5.4 Weiterer Stromverbrauch ................................................................................................ 21 6 Flexibilität ................................................................................................................................... 23 7 Ausland ....................................................................................................................................... 25 7.1 Energiewirtschaftliche Entwicklung ................................................................................. 25 7.2 Abbildung der Grenzkapazitäten ..................................................................................... 25 7.3 Auswirkungen fehlendes Stromabkommen auf die Stromnetze ..................................... 26 8 Weitere Vorgaben....................................................................................................................... 27 8.1 Rohstoff- und CO2 Preise ................................................................................................ 27 8.2 Gesamtwirtschaftliche Rahmendaten ............................................................................. 27 8.3 Klima und Wetterdaten .................................................................................................... 27 9 Regionalisierung ........................................................................................................................ 28 10 Anhang ........................................................................................................................................ 29 10.1 Zusätzliche Angaben Elektromobilität und Wärmepumpen ............................................ 29 10.2 Kennzahlen zu den Szenarien des «Ten-Year Network Development Plan» 2020 ....... 30

6/33

1 Ausgangslage

1.1 Das neue Instrument des Szenariorahmens

Mit dem Bundesgesetz zum Um- und Ausbau der Stromnetze («Strategie Stromnetze») wird neu das Instrument des energiewirtschaftlichen Szenariorahmens (SZR CH) eingeführt. Der SZR CH stellt für die Netzplanung des Übertragungsnetzes (380/220 kV, Netzebene 1, NE1) und der überregionalen Verteilnetze (ab 36 und unter 220 kV, Netzebene 3, NE3) eine wesentliche Grundlage dar, um daraus den nötigen Netzausbaubedarf abzuleiten und ihre Mehrjahresplanung zu erarbeiten oder zu aktuali- sieren.

Bisher wurde der Bedarf für neue Leitungsprojekte im Sachplanverfahren (Sachplan Übertragungslei- tungen – SÜL) beurteilt. Mit der «Strategie Stromnetze» wurde neu eine Vorab-Bedarfsermittlung und Prüfung der Vorhaben der NE1 eingeführt. Dies vor dem Hintergrund, die Bewilligungsverfahren für Stromleitungen von der Frage des Bedarfs zu entlasten. Basis für diese Bedarfsermittlung und -prüfung ist die Erarbeitung eines energiewirtschaftlichen Szenariorahmens. Der SZR CH wird alle vier Jahre überprüft und nachgeführt. Die Vorgaben des SZR CH fliessen in die anschliessende periodische Mehr- jahresplanung der Netzbetreiber ein. Die räumliche Koordination erfolgt danach im Rahmen des SÜL- Verfahrens. Dieses stellt sicher, dass die Ausbauvorhaben der Swissgrid mit anderen Interessen abge- stimmt werden und jeweils der zweckmässigste Korridor festgesetzt wird. Die Bewilligung der Projekte (Plangenehmigungsverfahren, PGV), deren Ausführung sowie die Überprüfung der Kosteneffizienz sind die weiteren Schritte im Netzentwicklungsprozess (vgl. nachfolgende Abbildung 2).

Abbildung 2: Schematische Darstellung des Netzentwicklungsprozesses

Mit Blick auf den Umbau des Energiesystems in Europa ist es wichtig, die Stromnetze in der Schweiz auf die veränderten Gegebenheiten auszurichten. Dies betrifft veränderte Lastflüsse im Übertragungs- netz und Rückspeisungen aus den Verteilnetzen, welche gegenüber heute eine abweichende Vertei- lung der Importe/Exporte über die verschiedenen Landesgrenzen verursachen (z.B. Exportsituation nach Norden). Zudem muss mit der Abschaltung der schweizerischen Kernkraftwerke die Netzinfra- struktur den Transport des Stroms innerhalb der Schweiz in ausreichendem Mass von Süden nach Norden sicherstellen können. Diesbezüglich soll der Szenariorahmen Hinweise für eine zukünftige Netzentwicklung liefern, welche den Transport des Stroms in unterschiedlichen energiewirtschaftlichen Szenarien gewährleisten kann.

Durch die zentrale geografische Lage und die hohen installierten physikalischen Netzkapazitäten wer- den die Anforderungen an das schweizerische Übertragungsnetz von der energiewirtschaftlichen Ent- wicklung in Europa beeinflusst. Somit sind für die Netzplanung neben den Annahmen für das Schwei- zer Energiesystem auch die energiewirtschaftlichen Entwicklungen bezüglich Stromerzeugung/-ver- brauch und der Entwicklung der Regulierung in den Nachbarstaaten und der Integration der Schweiz in den europäischen Strommarkt relevant.

7/33

1.2 Auftrag zur Erarbeitung des Szenariorahmens

Nach Artikel 9a des Stromversorgungsgesetzes (StromVG) hat das Bundesamt für Energie (BFE) die Aufgabe, einen energiewirtschaftlichen Szenariorahmen (SZR) für die Schweiz (SZR CH) zu erarbei- ten. Bei der Erarbeitung des SZR CH soll sich das BFE auf die energiepolitischen Ziele des Bundes und die gesamtwirtschaftlichen Rahmendaten stützen und das internationale Umfeld berücksichtigen. Der SZR CH wird durch den Bundesrat genehmigt und ist für Behörden zu Fragen der Elektrizitäts- netze auf der NE1 und der NE3 verbindlich. Zur Erarbeitung der Vernehmlassungsvorlage hat das BFE eine Begleitgruppe mit Vertretung u.a. der Kantone (Konferenz kantonaler Energiedirektoren EnDK), der nationalen Netzgesellschaft (Swissgrid), der übrigen Netzbetreiber (Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE, Swisspower), der Wasserkraftwerkbetreiber (Schweizerischer Wasser- wirtschaftsverband SWV), der Schweizerischen Bundesbahnen (SBB), der Umweltverbände (Schwei- zerische Energiestiftung/Umweltallianz), der erneuerbaren Energien (AEE Suisse), der Gaswirtschaft (Verband der schweizerischen Gasindustrie VSG) und der Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom) gebildet.

1.3 Auswirkungen der Einführung des Szenariorahmens

Bereits in der Botschaft zur «Strategie Stromnetze» (neues Bundesgesetz über den Um- und Ausbau der Stromnetze) vom 13. April 2016 (BBl 2016 3865) wurden die Auswirkungen der neuen Instrumente auf den Bund, auf Kantone und Gemeinden, auf die Volkswirtschaft und weitere dargelegt. Mit der Ein- führung des neuen Instrumentes des Szenariorahmens als Grundlage der Netzplanung ist keine Verla- gerung der Planungskompetenzen vorgesehen. Der Szenariorahmen soll zusammen mit der Vorab- Bedarfsermittlung und Prüfung der Mehrjahrespläne NE 1 den Akteuren mehr Planungssicherheit bie- ten und die nachgelagerten Bewilligungsverfahren von der Frage des Bedarfs entlasten. Die Kosten für den Um- und Ausbau der Stromnetze in der Schweiz werden von den Netzbetreibern getragen. Diese können die Betriebs- und Kapitalkosten, soweit sie gemäss StromVG als anrechenbar gelten, via Netz- nutzungsentgelte (Netznutzungstarife) auf die Endverbraucherinnen und Endverbraucher überwälzen. Die ElCom überprüft die Netznutzungsentgelte von Amtes wegen und kann Absenkungen verfügen o- der Erhöhungen untersagen. Der Szenariorahmen kann zusammen mit den neuen Bestimmungen zur Stromnetzplanung gemäss «Strategie Stromnetze» zu Kostensenkungen beitragen: einheitliche Netz- planungsgrundsätze, die verbesserte Koordination zwischen den Netzbetreibern und die Vorab- Be- darfsermittlung und Überprüfung von Vorhaben im Übertragungsnetz kann mithelfen, Überkapazitäten im Netz zu vermeiden.

1.4 Studie Szenariorahmen

Das BFE beauftragte im Jahr 2013 im Rahmen der Erarbeitung der Strategie Stromnetze die Deutsche Energie-Agentur (Dena), die Anforderungen an einen SZR für die Netzplanung in der Schweiz zu doku- mentieren [1]. Die Erkenntnisse der Studie sind in das Detailkonzept zur Strategie Stromnetze einge- flossen. Im Vordergrund stand die Definition eines klar strukturierten Prozesses und Empfehlungen zur Festlegung der Anforderungen an einen energiewirtschaftlichen SZR.

1.5 Netzplanung Übertragungsnetz

Die Swissgrid erarbeitete im Jahr 2015 ihre strategische Netzplanung 2025 für das Übertragungsnetz und dokumentierte dabei energiewirtschaftliche Szenarien mit Zeithorizont 2025/2035. Der «Bericht zum Strategischen Netz 2025» zeigt die erforderlichen Massnahmen zur Netzerweiterung sowie die Investitionsplanung bis ins Jahr 2025 auf [2]. Als Folgeprojekt zur Netzplanung 2025 hat Swissgrid ein Projekt unter dem Namen «Strategisches Netz 2040» (SN2040) lanciert, welches eine Überarbeitung der bestehenden Netzplanung vornehmen wird. Auf Basis der Szenarien des SZR CH und der aktuel- len Daten zu Last und Verbrauch für jeden Netzknoten des Übertragungsnetzes wird dabei der zukünf- tige Netzentwicklungsbedarf berechnet und bewertet. Zur Verbesserung der Koordination der Netzpla- nung hat die Swissgrid im Jahr 2012 vier Arbeitsgruppen zur regionalen Koordination der Netzentwick- lung (AG RKN) etabliert. Zudem hat Swissgrid im Jahr 2020 die Arbeiten im Hinblick auf die Erarbei- tung der Prozesse zur Datenbereitstellung und Regionalisierung zusammen mit den Netzbetreibern auf der NE3 initialisiert.

8/33

1.6 Netzentwicklung überregionales Verteilnetz

Das überregionale Verteilnetz mit einer Spannung ab 36 und unter 220 kV wird als NE3 bezeichnet und ist die Verbindung zwischen NE1 und den Verteilnetzen auf NE5 und NE7. Die Planung der NE2 ist in die Planung der NE3 integriert. Die Planung für die NE3 berücksichtigt zudem die Anforderungen gemäss Branchenempfehlung «Distribution Code»5, die definierten Netzplanungsgrundsätze der Ver- teilnetzbetreiber sowie die gesamtheitliche Entwicklung des Verbrauchs und der Erzeugung an den Netzanschlüssen. Eine Informationsquelle für die Erfassung der Energieerzeugungsanlagen (EEA) bil- det die Datenbank der Pronovo AG6 sowie Netzanschlussgesuche oder Voranfragen für den Anschluss neuer Verbraucher oder Kraftwerke.

1.7 Netzplanung in den Nachbarstaaten

Das Stromversorgungssystem in Europa ist durch bestehende Übertragungskapazitäten zwischen den einzelnen Ländern eng miteinander verknüpft. Mit der EU-Richtlinie 2009/72/EG vom 13. Juli 2009 wurde die Notwendigkeit einer Koordination der Netzentwicklungsmassnahmen im europäischen Stromverbundnetz festgelegt. Die Übertragungsnetzbetreiber wurden verpflichtet, der Regulierungsbe- hörde jedes Jahr nach Konsultation einen zehnjährigen Netzentwicklungsplan vorzulegen. Grundlage für die europäische Netzplanung im Rahmen des «Ten-Year Network Development Plan» (TYNDP) sind angemessene Annahmen über die Entwicklung der Erzeugung, des Verbrauchs und des Strom- austauschs mit anderen Ländern. Hierzu erarbeiten die europäischen Netzbetreiber für Strom und Gas (ENTSO-E und ENTSO-G) unter Einbezug von Swissgrid alle zwei Jahre energiewirtschaftliche Szena- rien. Die ENTSO veröffentlichte im Juli 2020 die europäischen Szenarien [3] Strom und Gas für den TYNDP2020.

1.8 Studien zur System Adequacy

In den Studien zur System Adequacy Schweiz (SACH) des BFE und der ElCom werden Angebot und Nachfrage von Strom in Modellen simuliert und etwaige Strommangellagen in der Zukunft identifiziert. Die SACH basieren auf ähnlichen Datengrundlagen, haben jedoch eine andere Zielsetzung als der SZR CH. Erstere prüfen die Versorgungslage längerfristig, im Sinne der Fähigkeit des Systems, den nationalen Strombedarf durch nationale und internationale Produktion abzudecken. Der SZR CH dage- gen bildet die Bandbreite an möglichen energiewirtschaftlichen Entwicklungen als Grundlage für die Entwicklung der Stromnetze ab.

1.9 Abgrenzung zum Bahnstromnetz

Das Bahnstromnetz7 ist Teil der Infrastruktur der Bahnen, weshalb Planung, Erstellung, Betrieb und Unterhalt der Anlagen des Bahnstromnetzes in der Eisenbahngesetzgebung geregelt sind. Die Schwei- zerischen Bundesbahnen (SBB) haben als Systemführerin 16,7 Hertz (Hz) den Auftrag, alle 16,7 Hz- Bahninfrastrukturbetreiber (mit Ausnahme der Rhätischen Bahn (RhB)) mit Bahnstrom zu versorgen. Nebst dem durch das Parlament beschlossenen Infrastrukturausbau können andere Faktoren, wie z.B. technologische Sprünge oder neue Fahrplankonzepte zu einem anderen Bedarf führen. Die SBB und die RhB orientieren das Bundesamt für Verkehr (BAV), welche Leitungsbauprojekte für die Sicherstel- lung der Bahnstromversorgung notwendig sind. Das strategische Bahnstromnetz 16,7 Hz wird im Sachplan Infrastruktur Schiene (SIS) aufgezeigt. Die Übertragungsleitungen der Eisenbahnen sind nicht im Sachplan Übertragungsleitungen (SÜL) zu koordinieren. Eine Ausnahme bezüglich der Befrei- ung von der Sachplanpflicht bilden Gemeinschaftsleitungen von 132 kV-Übertragungsleitungen der SBB mit Leitungen der NE1.

5 Der Distribution Code Schweiz (DC-CH) definiert die technischen Grundsätze und Mindestanforderungen für den An- schluss an ein Verteilnetz sowie den Betrieb und die Nutzung der Verteilnetze in der Schweiz. 6 Die Pronovo AG ist die akkreditierte Zertifizierungsstelle für die Erfassung von Herkunftsnachweisen und die Abwicklung der Förderprogramme für erneuerbare Energien des Bundes. 7 Parallel zum 50-Hz-Stromnetz besteht in der Schweiz ein 16,7-Hz-Netz für die Bahnstromversorgung mit Übertragungs- leitungen 132 kV bzw. 66 kV sowie Unterwerken zu den 15-kV bzw. 11 kV-Fahrleitungen. Die SBB bzw. die RhB betrei- ben zudem Kraftwerke 16,7 Hz und das Bahnstromnetz ist über mehrere Frequenzumrichter mit dem Stromnetz 50 Hz verbunden. 9/33

2 Netzplanung und Szenariorahmen

2.1 Der Szenariorahmen als erster Schritt der Netzplanung

Gestützt auf den SZR CH und entsprechend dem weiteren Bedarf erarbeiten die Netzbetreiber der NE1 und NE3 ihre Netzplanung und ermitteln den zukünftigen Entwicklungsbedarf des Stromnetzes. Unter dem weiteren Bedarf sind Erneuerungs- und Ersatzprojekte sowie dem Netzbetreiber bekannte regionale und lokale Projekte für den Anschluss von Produktionsanlagen und Endverbrauchenden zu verstehen, welche nicht im SZR CH abgebildet werden. Dies betrifft auf der Verbraucherseite u.a. die Stilllegung von Industrieanlagen (z.B. Kartonfabriken) oder den Ausbau von Industrieanlagen (z.B. Re- chenzentren oder Chemieanlagen). Auf der Erzeugerseite sind dies z.B. der Um- oder Ausbau von be- stehenden Wasserkraftwerken oder Neuanlagen zur Erzeugung von Strom. In der Folge kann in der Praxis der regionale Bedarf die Annahmen aus dem SZR CH «übersteuern», d.h. der Netzbetreiber hat diese konkreten Treiber der Netzentwicklung höher zu gewichten.

Die Aufteilung der Erzeugung und Last auf die Netzgebiete, Netzregionen und Netzknoten (Regionali- sierung), sowie die Abschätzung des spezifischen Erneuerungs- und Ersatzbedarfs bei den bestehen- den Netzanlagen liegt in der Verantwortung der Netzbetreiber.

Da die Koordination in «vermaschten» Stromnetzen besonders wichtig ist, hat der Gesetzgeber den Informationsaustausch zwischen den Netzbetreibern aller Netzebenen mit Artikel 9 c StromVG gere- gelt. Damit besteht die gegenseitige Pflicht zur unentgeltlichen Erteilung von Auskünften. Dieser Infor- mationsaustausch betrifft geplante Projekte zum Um- oder Ausbau der Stromnetze und Prognosen über Produktion und Verbrauch. Für die Netzentwicklung sind insbesondere die Koordination und der Datenaustausch zwischen Netzebene 1 und Netzebene 3 von Bedeutung.

Die Swissgrid und die Betreiber von Verteilnetzen NE3 sind zusätzlich verpflichtet, ihre Netzplanung anhand von Mehrjahresplänen zu dokumentieren. Die ElCom prüft den Mehrjahresplan der Swissgrid anhand der Vorgaben in Gesetz und Verordnung. Mit der Prüfung des Mehrjahresplans bestätigt die ElCom den grundsätzlichen Bedarf der Netzvorhaben im Übertragungsnetz.

Abbildung 3: Der Szenariorahmen in der Netzplanung

10/33

2.2 Berücksichtigung der Szenarien in der Netzplanung

Gemäss Art. 9d Abs. 1 StromVG8 ist der Szenariorahmen als Ganzes bei der Netzplanung zu berück- sichtigen, das heisst, alle vorgegebenen Szenarien müssen angemessen in die Planungen einfliessen, wobei der Schwerpunkt auf das Leitszenario zu legen ist. In der Umsetzung sind die Bestimmungen nach Art. 9d Abs. 2 Bst. a StromVG von Bedeutung: Der Mehrjahresplan muss darlegen, inwiefern die vorgesehenen Projekte aus wirtschaftlicher und technischer Sicht wirksam und angemessen sind. Dementsprechend werden nicht alle Projekte, die nötig sind, um in allen Szenarien einen engpass- freien Betrieb zu gewährleisten, automatisch in den Mehrjahresplan aufgenommen. Es handelt sich vielmehr um Projekte, welche aus technischer und wirtschaftlicher Sicht tatsächlich erforderlich sind. Für Projekte der NE1 ist eine umfassende Kosten-Nutzenanalyse vorgesehen. Die weitere Interpreta- tion und Auslegung der gesetzlichen Bestimmungen zu Art. 9d StromVG wird Sache der ElCom im Rahmen des Vollzugs des StromVG sein.

2.3 Zeithorizont Szenariorahmen

Der SZR CH verwendet die Zieljahre (Zeithorizont) 2030 und 2040. Die Zieljahre in Schritten von Zeh- nerjahren entspricht der Vorgabe gemäss StromVG und ist die gängige Praxis in den Nachbarstaaten (ENTSO), was die Abstimmung der Netzplanung und die Vergleichbarkeit der Szenarien erleichtert. Mit Bezug auf die Energiestrategie 2050 wurde erwogen, das Zieljahr 2035 und davon ausgehend (+ 10 Jahre) das Jahr 2045 festzulegen. Dies wäre jedoch fünf Jahre versetzt zu den Planungen der ENTSO, was aufgrund der hohen «Vermaschung» mit dem europäischen Stromnetz und dem zwingenden Ab- stimmbedarf der Netzplanung wenig Sinn ergibt. Zudem erscheint eine verlässliche Extrapolation der ENTSO-Daten schwierig und die Vergleichbarkeit der Kennzahlen wäre eingeschränkt. Dies würde ins- gesamt die Abstimmung der Netzplanung mit den Nachbarstaaten erschweren.

Gemäss den gesetzlichen Vorgaben sind für das erste Zieljahr maximal drei Szenarien zu erstellen und das wahrscheinlichste Szenario (Leitszenario) soll um zehn Jahre erweitert werden. Da zum Zeit- punkt der Genehmigung des SZR CH durch den Bundesrat das erste Zieljahr 2030 weniger als zehn Jahre in der Zukunft liegt, werden für alle drei Szenarien des SZR CH die Kennzahlen für das Jahr

2040 ebenfalls ausgewiesen.

8 Botschaft zum Bundesgesetz über den Um- und Ausbau der Stromnetze (Änderung des Elektrizitätsgesetzes und des Stromversorgungsgesetzes) vom 13. April 2016, BBl 2016 3923. 11/33

3 Szenarienbeschreibung

Der SZR CH bildet für einen zukünftigen Zeitraum die Bandbreite wahrscheinlicher energiewirtschaftli- cher Entwicklungen ab. Szenarien stellen eine vereinfachte Version der Wirklichkeit dar und sind keine Prognosen der Zukunft. Mit Blick auf die langen Investitionszyklen für Stromnetze, insbesondere für Übertragungsnetze, ist eine grosse Bandbreite an möglichen Entwicklungen zu berücksichtigen. Eine ausreichende Unterscheidung der Szenarien ist zudem wesentlich, damit eine möglichst robuste Pla- nungsgrundlage geschaffen wird.

Inwiefern die Szenarien in der Zukunft eintreten, ist von verschiedenen Faktoren abhängig. Nebst den Unsicherheiten bez. der Geschwindigkeit der technologischen Entwicklungen sind politische Massnah- men erforderlich, beispielsweise gesetzliche Regelungen, die es für die Umsetzung von geeigneten technischen Massnahmen braucht. Solche politische Massnahmen werden in den jeweiligen Gesetz- gebungen festgelegt. Über sie muss also in den demokratischen Prozessen der Schweiz diskutiert und entschieden werden. Dennoch benötigen die Netzbetreiber bereits heute verlässliche Grundlagen, um die künftigen Stromnetze zu planen. Das ist gerade mit Blick auf die langen Planungs-, Bewilligungs- und Realisierungsphasen für Übertragungsnetze und überregionale Verteilnetze wesentlich.

Die drei Szenarien des SZR CH berücksichtigen die Zielsetzung der EP2050+ die Schweizer Energie- versorgung bis 2050 klimaneutral («Netto-Null»9) umbauen und gleichzeitig die Energieversorgungssi- cherheit zu Gewährleisten. Weiter wird die Laufzeit der Kernkraftwerke (KKW) in der Schweiz wird mit 50 Jahren angenommen, damit allfällige erforderliche Netzmassnahmen rechtzeitig geplant und reali- siert werden. Gemäss der nachfolgenden Abbildung stützt sich jedes der drei Szenarien des SZR CH auf ein Szenario der EP2050+ für die Annahmen zur Schweiz und auf ein Szenario des TYNDP 2020 für die Annahmen zum Ausland.

Der Szenariorahmen 2030/2040 für die Stromnetzplanung definiert die folgenden Szenarien:

 Szenario 1 «Referenz» (Referenzszenario)  Szenario 2 «Divergenz» (Belastungsszenario)  Szenario 3 «Sektorkopplung» (Entlastungsszenario)

Abbildung 4: Übersicht der drei Szenarien des SZR CH

In der folgenden Abbildung ist die Ausprägung der drei Szenarien des SZR CH unter den Gesichts- punkten Ausbau der Photovoltaik und Wind, Ausbau der Wasserkraft, Ausbau thermische Kraftwerke, Stromverbrauch und Importsaldo (Ergebnis Modellierung EP2050+) bezugnehmend auf die Kennzah- len für das Jahr 2040 qualitativ dargestellt.

9 Netto-Null ist erreicht, wenn die Bilanz zwischen ausgestossenen und der Atmosphäre entnommenen Emissionen genau ausgeglichen ist. Dabei werden nebst Kohlenstoffdioxid (CO2) auch Methan (CH4) und Lachgas (N2O) sowie bestimmte synthetische Treibhausgase berücksichtigt. 12/33

Abbildung 5: Ausprägungen der drei Szenarien des SZR CH für das Jahr 2040 (schematische Darstellung; Skalen nicht normiert)

3.1 Szenario 1: «Referenz»

Das Leitszenario für den SZR CH ist das Szenario «Referenz», welches sich für die energiewirtschaftli- che Entwicklung in der Schweiz auf das Szenario «ZERO Basisvariante» und Strategievariante «aus- geglichene Jahresbilanz bis 2050» der EP2050+ abstützt.

Die «ZERO Basisvariante» und alle anderen «ZERO» Szenarien entwickeln die heutig absehbaren Trends der technologischen Entwicklung in die Zukunft weiter. Sie gehen von einer hohen und mög- lichst frühen Steigerung der Energieeffizienz sowie von einer deutlichen Elektrifizierung aus. Der Net- tostromverbrauch steigt im Szenario «Referenz» auf ca. 60 TWh im 2030 und ca. 67 TWh im 2040. Wärmenetze gewinnen in urbanen Gebieten an Bedeutung. Bei Kehrichtverbrennungsanlagen und der Zementproduktion wird «Carbon Capture and Storage» (CCS) eingesetzt, um fossile CO2-Emissionen zu vermindern. Dies hat einen höheren Strom- und Wärmeverbrauch zur Folge, wobei dieser Aspekt bis 2040 für das Stromnetz noch von ungeordneter Bedeutung ist. Verbleibende Treibhausgasemissio- nen werden durch Senken oder durch negative Emissionstechnologien (NET) im In- oder Ausland kompensiert, um insgesamt bis im Jahr 2050 «Netto-Null» zu erreichen. Die angestrebte Elektrifizie- rung in Verkehr und Wärmeerzeugung wird ergänzt durch Einsatz von Biogas und synthetischen Ga- sen (z.B. Wasserstoff).

Der Zubau erneuerbarer Stromproduktion erfolgt rasch und mit hohen Anteilen an Photovoltaik (2030: ca. 10 GW und 2040: ca. 24 GW). Für die inländische Stromproduktion wird ein Ausbaupfad für erneu- erbarer Energien angenommen, mit welchem im Jahr 2050 eine ausgeglichene Jahresbilanz des Im- portsaldos für Strom gewährleistet ist (Strategievariante «ausgeglichene Jahresbilanz bis 2050» ge- mäss EP2050+). Bis 2040 ist diese ausgeglichene Jahresbilanz jedoch noch nicht erreicht.

Hinsichtlich der Entwicklung in der EU wird im Szenario 1 auf das Szenario «Distributed Energy» des TYNDP2020 der ENTSO referenziert, welches von mehr dezentralen Erzeugungsanlagen und einem starken Wachstum für Photovoltaik, Biogas und «Power-to-Gas» ausgeht, wobei die Photovoltaik im Jahr 2030 14 % und im Jahr 2040 18 % und Windkraft 29 % bzw. 42 % im Produktionsmix ausmacht

13/33

[3]. Die «Prosumer» stehen im Zentrum und nehmen aktiv am Energiemarkt teil und der Stromver- brauch in der EU steigt von 3086 TWh im 2015 auf 3422 TWh im 2030 und auf 4029 TWh im 2040 [3]. Durch die vermehrt dezentrale Erzeugung in Europa kann davon ausgegangen werden, dass die weit- räumigen Lastflüsse im europäischen Übertragungsnetz geringer sein werden als bei den anderen Szenarien. Genaueres hierzu werden die dem Szenariorahmen nachfolgenden Markt- und Netzsimula- tionen der Swissgrid zeigen. Das Szenario «ZERO Basis» der EP2050+ mit einem raschen Ausbau der Photovoltaik passt gut zu einer Entwicklung in Europa gemäss dem Szenario «Distributed Energy». Beide Szenarien weisen eine hohe Dekarbonisierung und Dezentralisierung der Stromerzeugung auf.

3.2 Szenario 2: «Divergenz»

Das Szenario «Divergenz» basiert auf dem Szenario «ZERO-Variante A» der EP2050+ mit einer wei- test gehenden Elektrifizierung des Energiesystems, kombiniert mit der Strategievariante «aktuelle Rah- menbedingungen», in welcher sich der Ausbau von erneuerbarer Stromproduktion verzögert. Die Di- vergenz zwischen Stromverbrauch und Erzeugung nimmt zu und führt in der Tendenz zu hohen Anfor- derungen an die Stromnetze.

Die Elektrifizierung des Verkehrs und der Gebäude wird stärker vorangetrieben als in Szenario 1. Die vermehrte Elektrifizierung erhöht die Stromnachfrage. Dementsprechend resultiert eine Zunahme des Nettostromverbrauchs (2030: ca. 61 TWh und 2040: ca. 69 TWh). Der Ausbau der erneuerbaren Stromproduktion richtet sich nach den aktuellen Rahmenbedingungen (Strategievariante «aktuelle Rahmenbedingungen» der EP2050+), d.h. die Entwicklung der Stromproduktion geht von den heute in Kraft gesetzten Instrumenten der Energie- und Klimapolitik sowie den heutigen Marktbedingungen und sonstigen Rahmenbedingungen im Strommarkt aus (Stand 01. Januar 2019). In der Folge ist der Aus- bau der inländischen Stromproduktion sowie der Ausbau der Photovoltaik wesentlich tiefer als im Sze- nario 1 (2030: ca. 7,6 GW und 2040: ca. 10,1 GW). Mit diesen Annahmen zu Verbrauch und Erzeu- gung wird mehr Import von Strom erforderlich sein. Genaueres hierzu werden die dem Szenariorah- men nachfolgenden Markt- und Netzsimulationen der Swissgrid zeigen.

Bezüglich der Entwicklung in der EU wird im Szenario 2 auf das Szenario «Global Ambition» des TYNDP2020 der ENTSO referenziert. «Global Ambition» ist ein Top-Down-Szenario, welches mit dem 1.5 °C-Ziel durch vermehrte zentrale Erzeugungsanlagen kompatibel ist, die durch den Skaleneffekt günstiger werden. Dies sind zum Beispiel Offshore-Windkraft-Anlagen im Norden und grosse Photovol- taik-Anlagen im Süden von Europa, wobei die Photovoltaik im Jahr 2030 10 % und im Jahr 2040 13 % und die Windkraft 32 % bzw. 45 % im Produktionsmix ausmacht [3]. Dies führt insgesamt zu erhöhten Transitmengen zwischen den europäischen Ländern und der Stromverbrauch in der EU steigt im Jahr 2030 auf 3213 TWh und im Jahr 2040 auf 3426 TWh [3]. Eine Entwicklung gemäss «ZERO-Variante A» der EP2050+ mit einer hohen inländischen Stromnachfrage in Kombination mit einem geringeren Ausbau der Stromproduktion in der Schweiz ist im Zusammenspiel mit dem europäischen Szenario «Global Ambition», welches zu erhöhten Transitmengen innerhalb Europas führt und aus Sicht der Netze der Netzebenen 1 und 3 als auslegungsrelevant zu betrachten ist (hohe Anforderungen).

3.3 Szenario 3: «Sektorkopplung»

Beim Szenario «Sektorkopplung» wird das Szenario «ZERO-Variante B» und Strategievariante «aus- geglichene Jahresbilanz bis 2050» der EP2050+ angenommen. Zur Energieversorgung tragen Biogas und synthetische Gase sowie Wasserstoff in erhöhtem Masse bei und bilden somit einen anderen Pfad zur Klimaneutralität der Schweiz bis 2050 ab.

Viele Entwicklungen sind identisch mit dem Szenario 1, aber mit einer schwächeren Elektrifizierung des Energiesystems. Der Nettostromverbrauch steigt nur moderat auf ca. 59 TWh im 2030 und ca. 62 TWh im 2040. Ein Zubau von Gasturbinen unter Einsatz von Wasserstoff mit ca. 2’500 MW bis 2040 in «ZERO-Variante B» sorgt für mehr gesicherte Leistung in der Schweiz. Die Anlagen leisten gemäss den EP2050+ jedoch einen vergleichsweise geringen Beitrag zur Energieerzeugung. Der höhere Ein- satz von strombasierten Gasen in der «ZERO-Variante B» sorgt für höhere Energieimporte im Ver- gleich zur Basisvariante, da kostengünstige Potenziale zur Herstellung strombasierter Energieträger im Inland beschränkt sind. 14/33

Der Zubau erneuerbarer Stromproduktion erfolgt mit ebenfalls hohen Anteilen an Photovoltaik (2030: ca. 9.7 GW und 2040: ca. 18.6 GW). Für die inländische Stromproduktion wird ein Ausbaupfad für er- neuerbare Energien angenommen, mit welchem im Jahr 2050 eine ausgeglichene Jahresbilanz des Importsaldos für Strom gewährleistet ist (Strategievariante «ausgeglichene Jahresbilanz bis 2050» ge- mäss EP2050+). Bis 2040 ist diese ausgeglichene Jahresbilanz jedoch noch nicht erreicht.

Hinsichtlich der Entwicklung in der EU wird wie in Szenario 1 auf das Szenario «Distributed Energy» des TYNDP2020 der ENTSO referenziert (vgl. hierzu Ausführungen in Kapitel 3.1).

Mit der moderaten Zunahme des Stromverbrauchs in der Schweiz in Kombination mit einem Zubau von Gasturbinen unter Einsatz von Wasserstoff wird im Vergleich mit Szenario 1 und 2 eine Entlastung der Stromnetze erwartet. Diese Entwicklung in der Schweiz passt am ehesten zu einer Entwicklung in Europa gemäss dem Szenario «Distributed Energy».

3.4 Szenarien und Varianten der Energieperspektiven 2050+

Die EP2050+ haben mit dem Szenario «Netto-Null» und dessen Varianten Entwicklungspfade des Schweizer Energiesystems untersucht [4], welche das langfristige Klimaziel von «Netto-Null» Treib- hausgas-Emissionen bis 2050 erreichen. Das Szenario «Weiter wie bisher» verfehlt dieses Ziel. Die nachfolgende Abbildung 6 zeigt die jeweiligen Szenarien, Varianten und Varianten der Stromproduk- tion (Strategievarianten), welche als Datengrundlage Schweiz für die Szenarien 1  3 des SZR CH die- nen.

In der Strategievariante «ausgeglichene Jahresbilanz bis 2050» der EP2050+ wird ein Ausbau be- trachtet, der notwendig ist, um in der Jahresbilanz den Strombedarf der Schweiz decken zu können. Mit dem raschen Ausbau der inländischen Erzeugung aus erneuerbaren Energien entsteht in der Ten- denz im Sommerhalbjahr ein Stromüberschuss. Im Winterhalbjahr ist nach wie vor ein Import von Strom erforderlich, doch trägt der verstärkte Ausbau zur Deckung des Stromverbrauchs im Winterhalb- jahr bei. Die Strategievariante «aktuelle Rahmenbedingungen» basiert auf den heutigen Gesetzes- und Marktbedingungen, in welchen sich der Ausbau von erneuerbarer Stromproduktion verzögert, was in der Tendenz zu einem erhöhten Importsaldo im Winterhalbjahr führt.

Abbildung 6: Wahl der Szenarien und Varianten der EP 2050+ für die drei Szenarien des SZR CH

15/33

3.5 Szenarien des «Ten-Year Network Development Plan» 2020

Die europäischen Netzbetreiber für Strom und Gas (ENTSO-E und ENTSO-G) veröffentlichten im Juli 2020 die europäischen Szenarien [3] Strom und Gas für den «Ten-Year Network Development Plan» (TYNDP) 2020.

Die ENTSO nennt zwei wesentliche Treiber für die Entwicklung ihrer Szenarien, die Dekarbonisierung und die Dezentralität oder Zentralität, d.h. wie dezentral oder zentral die Stromerzeugung sich in den Szenarien gestaltet.

Abbildung 7: Ausrichtung der europäischen Szenarien im TYNDP2020

16/33

4 Stromerzeugung

In der folgenden Abbildung sind die inländischen Erzeugungskapazitäten der drei Szenarien des SZR CH für das Jahr 2040 gegenübergestellt. Zu beachten ist, dass die Qualität und Menge der Stromer- zeugung in Abhängigkeit von der Technologie unterschiedlich ist.

Abbildung 8: Übersicht der Erzeugungskapazitäten in den drei Szenarien des SZR CH für 2040

Als installierte Leistung wird die ans Stromnetz angeschlossene Leistung verstanden, welche mittels Anschlussgesuch zwischen Erzeuger und Netzbetreiber festgelegt wird. Die Leistung einer Photovolta- ikanlage bemisst sich nach der normierten Gleichstrom-Spitzenleistung des Solarstromgenerators. Die Leistung von Biomasse-, Windenergie- und Geothermieanlagen bemisst sich nach der Nennleistung des Stromgenerators. Bei Wasserkraftanlagen und den Thermischen Kraftwerken wird generell eben- falls die Nennleistung des Generators angegeben.

4.1 Wasserkraft

Die Stromerzeugung durch Wasserkraft wird in Laufwasserkraftwerke, Speicherkraftwerke und Pump- speicherkraftwerke aufgeteilt. Die Kleinwasserkraft (≤ 10 MW) zählt technologisch zu den Laufwasser- kraftwerken, ist jedoch in der nachfolgenden Tabelle separat aufgeführt. Es wird jeweils die Nennleis- tung des Stromgenerators angeben. Die Pumpleistung der Pumpspeicherkraftwerke wird im Kapitel 6 ausgewiesen.

Jahr 2019 2030 2040 Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromerzeugung Installierte Leistung [MW] Quelle: EP2050+ Laufwasserkraftwerke 3 300 3 340 3 340 3 340 3 350 3 350 3 350 Speicherkraftwerke 8 180 8 530 8 530 8 530 8 930 8 930 8 930 Pumpspeicherkraftwerke 3 090 4 360 4 360 4 360 6 020 6 020 6 020 Kleinwasserkraftwerke 780 870 870 870 960 960 960 Summe* 15 350 17 110 17 110 17 110 19 260 19 260 19 260 Tabelle 3: Entwicklung der Erzeugungskapazitäten der Wasserkraft Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 03 installierte Leistung (nur Summe) * ist die gerundete Summe der exakten Einzelwerte

17/33

Der Ausbau der Wasserkraft erfolgt in den Szenarien 13 unter optimierten Nutzungsbedingungen mit dem Ziel, die Richtwerte des Energiegesetzes (EnG) bzw. die Ausbauziele gemäss Botschaft des Bun- desrates zum ersten Massnahmenpaket der Energiestrategie 2050 respektive der Botschaft zum «Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien»10 zu erreichen. Anga- ben zur angestrebten Realisierung von Wasserkraftprojekten können aus der BFE Studie «Wasser- kraftpotential der Schweiz 2019» [5] entnommen werden. Für die Abschätzung der Leistungen der Wasserkraftanlagen, wird eine durchschnittliche Realisierungswahrscheinlichkeit verschiedenster Pro- jekte angenommen. Es wird zusätzlich gemäss dieser Studie angenommen, dass sich das Maximum des Wasserabflusses aufgrund der höheren Temperaturen bis zum Jahr 2050 um ungefähr zwei Wo- chen in Richtung des Winterhalbjahres vorverschiebt, was in der Modellierung der Wasserkraftwerke berücksichtigt werden sollte.

4.2 Kernkraft

Für den Szenariorahmen wurde die Laufzeit der Kernkraftwerke (KKW) in der Schweiz mit 50 Jahren angenommen, damit allfällige erforderliche Netzmassnahmen rechtzeitig geplant und realisiert werden und die Vergleichbarkeit zwischen den Szenarien bestehen bleibt. Somit wird im Zieljahr 2030 noch das KKW Leibstadt und im Jahr 2040 kein Kernkraftwerk mehr in Betrieb sein.

Jahr 2019 2030 2040 Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromerzeugung Installierte Leistung [MW] Quelle: EP2050+ Kernkraftwerke 3 330 1 220 1 220 1 220 - - - Tabelle 4: Entwicklung der Erzeugungskapazitäten Kernkraft Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 03 installierte Leistung

4.3 Thermische Kraftwerke

Die heute fossil betriebenen Anlagen werden in Zukunft vermehrt mit biogenen bzw. erneuerbaren oder klimaneutralen Kraftstoffen betrieben. Im Szenario 3 kommen ca. 2500 MW installierte Leistung von grossen Gaskraftwerken hinzu, welche gemäss EP2050+ langfristig mit mehrheitlich importiertem Wasserstoff betrieben werden. Bei Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA), Abwasserreinigungsanlagen (ARA) und Biomasse (Holz) Kraftwerken sind keine wesentlichen Veränderungen abzusehen.

Jahr 2019 2030 2040 Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromerzeugung Installierte Leistung [MW] Quelle: EP2050+ Kehrichtverbrennung 420 420 420 420 420 420 420 weitere thermische Kraftwerke 360 340 340 600 200 180 2 830 Biomasse (Holz) 70 70 70 70 70 70 70 Biogas Kraftwerke 30 120 120 130 250 280 300 Abwasserreinigung 30 30 30 30 30 30 30 Summe* 920 990 980 1 250 970 950 3 650 Tabelle 5: Entwicklung der Erzeugungskapazitäten thermischer Kraftwerke Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 03 installierte Leistung (Kehrichtverbrennung aufge- teilt erneuerbar/nicht-erneuerbar; «weitere thermische Kraftwerke» unter «neue KW fossil/PtG) * ist die gerundete Summe der exakten Einzelwerte

4.4 Geothermie

Bisher gibt es keine Geothermie Kraftwerke in der Schweiz, welche Strom erzeugen. Im Szenario 1 und 3 wird davon ausgegangen, dass bis 2040 etwa 90 MW Geothermie Kraftwerke installiert werden. Im Szenario 2 ist die Entwicklung, aufgrund der unterstellten aktuellen Rahmenbedingungen, geringer.

10 Botschaft zum Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien, 2021, https://www.ad- min.ch/gov/de/start/dokumentation/medienmitteilungen.msg-id-84018.html 18/33

Jahr 2019 2030 2040 Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromerzeugung Installierte Leistung [MW] Quelle: EP2050+ Geothermie - 10 10 10 90 20 90 Tabelle 6: Entwicklung der Erzeugungskapazität Geothermie Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 03 installierte Leistung (Sz. 2 nach aktuellen Rah- menbedingungen)

4.5 Photovoltaik

In allen der Szenarien wird von einem grossen Ausbau der Photovoltaik ausgegangen, wobei im Sze- nario 1 der Ausbau am grössten ist, gefolgt von Szenario 3. Der Ausbau in Szenario 1 bedeutet zwi- schen den Jahren 2019 und 2030 einen jährlichen Zubau von durchschnittlich ca. 690 MWp11 PV-Leis- tung und dieser beschleunigt sich ab 2030 auf durchschnittlich 1430 MWp pro Jahr. Im Szenario 2 er- folgt der Zubau (aufgrund der unterstellten aktuellen Rahmenbedingungen) ab dem Jahr 2030 sehr viel langsamer mit durchschnittlich ca. 245 MWp pro Jahr. Die Leistung einer Photovoltaikanlage bemisst sich nach der normierten Gleichstrom-Spitzenleistung des Solarstromgenerators [Wp]. Um im Winter- halbjahr (OktoberMärz) mehr Strom zu erzeugen, wird durch entsprechende Anreize die Photovoltaik vermehrt auf Winterproduktion ausgerichtet, was Auswirkungen auf die Volllaststunden hat. Der Anteil der Winterproduktion steigert sich von 25 % im Jahr 2019 auf 26 % im Jahr 2030 und auf 29 % im Jahr 2040. Dies bedeutet, dass PV-Module zukünftig so ausgerichtet werden, dass mehr Produktion im Winterhalbjahr stattfindet. Damit leistet die Photovoltaik-Stromerzeugung einen kontinuierlich steigen- den Anteil zur Winterstromerzeugung.

Die durchschnittliche Grösse einer PV-Anlage vergrössert sich von 22 kWp im Jahr 2019 auf 24 kWp im Jahr 2030 und auf 26 kWp im Jahr 2040, da bestehende Dachflächen besser ausgenützt werden.

Jahr 2019 2030 2040 Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromerzeugung Installierte Gleichstrom-Spitzenleistung [MWp] Quelle: EP2050+ Photovoltaik 2 520 9 770 7 650 9 730 24 070 10 100 18 610 Tabelle 7: Entwicklung der Erzeugungskapazität Photovoltaik Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 03 installierte Leistung (Sz. 2 nach aktuellen Rah- menbedingungen)

4.6 Windkraft

Das erwartete Potential für den Ausbau von Windkraft in der Schweiz ist wesentlich kleiner als bei der Photovoltaik. In den Szenarien 1 und 3 wird von einer Zunahme von rund 1000 MW bis im Jahr 2040 ausgegangen. In Szenario 2 kommen, aufgrund der unterstellten aktuellen Rahmenbedingungen, nur wenige Windkraftwerke hinzu. Der Ausbau der Windkraft ist für die Stromerzeugung im Winterhalbjahr besonders hilfreich, da der Winteranteil der Erzeugung mit rund 60 % hoch ist.

Die durchschnittliche Grösse einer Windkraft-Anlage vergrössert sich von 2,5 MW im Jahr 2019 auf rund 2,7 MW im Jahr 2030 und auf 3,0 MW im Jahr 2040.

Jahr 2019 2030 2040 Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromerzeugung Installierte Leistung [MW] Quelle: EP2050+ Windkraft 100 310 180 310 1 150 180 1 040 Tabelle 8: Entwicklung der Erzeugungskapazität Windkraft Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 03 installierte Leistung (Sz. 2 nach aktuellen Rah- menbedingungen)

11 Die in der Photovoltaik gebräuchliche Abkürzung kWp steht für das Leistungsmass Kilowatt-Peak. Es gibt an, welche normierte Gleichstrom-Spitzenleistung in Watt (W) eine Photovoltaikanlage erbringen kann. 19/33

5 Stromverbrauch

Die nachfolgende Tabelle weist die Energiemengen des Stromverbrauchs aus. Um von den Energie- mengen auf die Lastkurven zu kommen, können die Netzbetreiber ihre Erfahrungen in ihrem Netzge- biet bez. typischer Lastprofile je Verbrauchergruppe anwenden. Die Netzbetreiber können ihren heuti- gen Bruttolastgang gemäss der Veränderung im SZR CH anpassen/skalieren. Der konventionelle Ver- brauch wird sich gemäss EP2050+ insgesamt reduzieren. Dafür kommen neue Stromverbraucher mit der Elektromobilität, Wärmepumpen, Power-to-X, und Carbon Capture dazu. Unterstützend liefert der SZR CH Detailangaben der verschiedenen Verbrauchsarten zum Stromverbrauch für die Modellierung. Im SZR CH wird jeweils nur der Nettostromverbrauch angegeben. Nicht darin enthalten sind die Netz- verluste und der Verbrauch der Pumpen der Pumpspeicherkraftwerke, welche in der Netzplanung der Netzbetreiber berechnet werden.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromverbrauch - Energiemenge [TWh] Konventionell* 54,66 49,85 50,06 49,66 45,70 46,30 44,34 Elektromobilität inkl. Plug-in-Hybride* 0,10 2,28 2,39 2,10 7,94 8,32 6,83 Wärmepumpen inkl. Grosswärmepump.* 2,44 6,73 6,86 5,50 9,79 10,23 6,96 Power-to-X 0 0,79 0,79 0,79 2,43 2,43 2,43 Carbon Capture 0 0 0 0 0,60 0,60 0,60 Zubringerpumpen 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69 Nettostromverbrauch* 57,89 60,35 60,79 58,74 67,15 68,59 61,86 Elektrifizierung - Anzahl [Tsd.] Elektrofahrzeuge inkl. Plug-in-Hybride 40 930 930 870 2 940 2 950 2 520 Wärmepumpen inkl. Grosswärmepump. 290 680 700 610 1 010 1 090 860 Tabelle 9: Übersicht der Entwicklung Stromverbrauch und Elektrifizierung Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 01 Stromverbrauch (Wärmepumpen und Grosswär- mepumpen separat; Power-to-X entspricht Elektrolyse; Carbon Capture entspricht Sonstige inkl. CCS) Elektrifizierung - Anzahl: Zahlen intern * ist die gerundete Summe der exakten Einzelwerte

5.1 Stromverbrauch konventionell

Der konventionelle Stromverbrauch wird im SZR CH je Sektor und Jahr ausgewiesen und betrifft die vier Sektoren Haushalt, Industrie, Dienstleistungen (inkl. Landwirtschaft) und Verkehr. Der konventio- nelle Stromverbrauch reduziert sich in allen Szenarien um ca. 15-18 % bis 2040. Dank Effizienzmass- nahmen bei Beleuchtung, Elektrogeräten und Gebäudetechnik sowie durch den Ersatz von Stromdi- rektheizungen und Elektroboilern wird in allen Sektoren Strom eingespart. Alle Sektoren werden ohne den Verbrauch von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen angegeben.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Stromverbrauch – Energiemenge [TWh] Sektor Haushalt 17,25 14,60 14,63 14,66 12,99 13,04 13,08 Sektor Industrie 17,12 15,56 15,66 15,27 15,03 15,40 13,57 Sektor Dienstleistungen inkl. Landwirtschaft 17,35 16,13 16,15 16,18 13,99 14,00 14,07 Sektor Verkehr 2,94 3,56 3,61 3,54 3,70 3,87 3,63 Summe* 54,66 49,85 50,06 49,66 45,70 46,30 44,34 Tabelle 10: Entwicklung des konventionellen Stromverbrauchs Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 01 Stromverbrauch (Summe); Excel: Ergebnissyn- these Blatt: 05 Elektrizität (Aufteilung Sektoren; Verbrauch Wärmepumpen und Elektrofahrtzeuge abgezogen) * ist die gerundete Summe der exakten Einzelwerte

20/33

5.2 Elektromobilität

Der Verbrauch der Elektromobilität kann pro Zieljahr aufgeteilt nach Kategorien PKW, LNF (leichte Nutzfahrzeuge), LKW, Busse und Plug-in-Hybride (PHEV) angegeben werden.

Die Entwicklung der Elektrofahrzeuge unterscheidet sich bei den Szenarien 1 und 2 nur im Bereich E- LKW und E-Busse. Das Szenario 2 geht von mehr E-Bussen und auch mehr E-LKW aus. Im Szenario 3 ist die gesamte Entwicklung etwas verzögert. Zusätzlich zu den reinen Elektrofahrzeugen und PHEV kommen Brennstoffzellenfahrzeuge (FCEV) und weitere Fahrzeuge hinzu, welche in Zukunft vermehrt mit synthetischen Treibstoffen betrieben werden.

In der folgenden Tabelle wird der Stromverbrauch der reinen batterieelektrischen Fahrzeuge (BEV) und PHEV aufgelistet.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Energiemenge [GWh] E-PKW 70 1 380 1 380 1 290 5 600 5 600 4 790 E-LNF 0 140 140 100 650 650 530 E-LKW 0 60 100 60 250 400 240 E-Busse 0 80 130 50 280 440 200 Plug-in Hybride 20 620 640 610 1 160 1 250 1 070 Summe* 100 2 280 2 390 2 100 7 940 8 340 6 830 Tabelle 11: Entwicklung des Stromverbrauchs Elektromobilität Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 01 Stromverbrauch (Summe; Aufteilung gemäss Zahlen intern) * ist die gerundete Summe der exakten Einzelwerte

Annahmen zur Anzahl Elektrofahrzeuge, den durchschnittlichen Ladeleistungen und der Batteriekapa- zität sind im Anhang 10.1 zu finden.

5.3 Wärmepumpen

In der nachfolgenden Tabelle wird der Verbrauch von Wärmepumpen in den verschiedenen Sektoren sowie für Fernwärme ausgewiesen. In den Szenarien 1 und 2 werden in den Sektoren Industrie und Dienstleistungen und bei der Fernwärme vermehrt Wärmepumpen eingesetzt, anstatt biogene und synthetische Gase wie im Szenario 3.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Energiemenge [GWh] WP Haushalte 1 840 4 610 4 770 4 060 6 920 6 840 5 150 WP Industrie 150 130 130 120 250 280 160 WP Dienstleistungen inkl. Landwirtschaft 450 1 020 1 010 910 1 210 1 220 1 020 Grosswärmepumpen Fernwärme 0 980 950 400 2 010 1 910 630 Summe* 2 440 6 730 6 860 5 500 9 790 10 230 6 960 Tabelle 12: Entwicklung des Stromverbrauchs von Wärmepumpen Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 01 Stromverbrauch (Summe und Grosswärmepum- pen separat); Excel: Ergebnissynthese Blatt: 12 Wärmepumpen (Aufteilung gemäss Zahlen intern) * ist die gerundete Summe der exakten Einzelwerte

Annahmen zur Anzahl von Wärmepumpen sind im Anhang 10.1 zu finden.

5.4 Weiterer Stromverbrauch

Der weitere Stromverbrauch fügt sich zusammen aus dem Verbrauch von «Power-to-X» (PtX)-Anla- gen, «Carbon Capture and Storage» (CCS)-Anlagen und Zubringerpumpen von Speicher- und Pump- speicherkraftwerken.

21/33

PtX-Anlagen sind im SZR CH Anlagen, welche Wasser mittels Strom durch Elektrolyse in Wasserstoff (H2) umwandeln, welcher in anderen Sektoren (z.B. im Verkehr) benutzt werden kann (Sektorkopp- lung). Zukünftig kann der Wasserstoff in entsprechenden Lagerstätten gespeichert oder ins Gasnetz eingespeist und dort zeitlich entkoppelt zur Betankung von Fahrzeugen, zur Wärmeerzeugung oder zur Stromerzeugung verwendet werden. Im SZR CH wird diese Rückverstromung im Parameter «weitere thermische Kraftwerke» berücksichtigt («X-to-Power»). Für das Stromnetz werden PtX-Anlagen in ers- ter Linie als zusätzlicher Stromverbrauch betrachtet, welcher teilweise flexibel ist. In der Tendenz führt die Integration von PtX zu einer Netzentlastung, da durch deren Einsatz die Leistung der Erzeugungs- anlagen, bei denen diese Anlagen installiert werden, reduziert wird.

Für die Realisierung des Klimaziels «Netto-Null» ist der Einsatz von CCS erforderlich. Technische An- lagen filtern aus Abgasen von Verbrennungsanlagen (z.B. bei Zementwerken) oder Umgebungsluft Treibhausgase (meistens CO2) und speichern diese. Im SZR CH werden die CCS-Anlagen von KVA bzw. von grossen Biomasse-Kraftwerken und bei der Zement- und anderen CO2-intensiven Industrie separat ausgewiesen. In den Szenarien 13 wird ein Ausbau von PtX-Anlagen und CCS im selben Umfang angenommen. Als zusätzlicher Stromverbrauch gelten auch Zubringerpumpen von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Energiemenge [GWh] Power-to-X Anlagen 0 790 790 790 2 430 2 430 2 430 Carbon Capture bei KVA / Biomasse 0 0 0 0 510 510 510 Carbon Capture bei Industrie / Zement 0 0 0 0 90 90 90 Zubringerpumpen 690 690 690 690 690 690 690 Tabelle 13: Entwicklung der Energiemenge des weiteren Stromverbrauchs Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 01 Stromverbrauch (Power-to-X entspricht Elektro- lyse; Carbon Capture entspricht Sonstige inkl. CCS; Aufteilung Carbon Capture gemäss Zahlen in- tern)

Für die PtX-Anlagen wird angenommen, dass es sich um Anlagen mit 50 MW Leistung pro Standort handelt. Im Jahr 2030 werden es also nur vereinzelte Anlagen sein und im Jahr 2040 etwa zwei Dut- zend. Die CCS-Anlagen bei KVA und Biomassekraftwerken haben eine durchschnittliche Leistung von 5 MW; dies in Abhängigkeit der Grösse der Anlage. Die CCS-Anlagen in der Industrie haben durch- schnittlich 1,5 MW Leistung in Abhängigkeit der Menge der Abgase. Im Jahr 2040 wird es nur verein- zelte Anlagen in der Industrie geben, aber etwa ein Dutzend der KVA und der grossen Biomassekraft- werke werden mit CCS-Anlagen ausgestattet sein.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Installierte Leistung [MW] Power-to-X Anlagen 0 260 260 260 1 290 1 290 1 290 Carbon Capture bei KVA / Biomasse 0 0 0 0 60 60 60 Carbon Capture bei Industrie / Zement 0 0 0 0 10 10 10 Zubringerpumpen 170 170 170 170 170 170 170 Tabelle 14: Entwicklung der installierten Leistungen des weiteren Stromverbrauchs Quelle: [4] Excel: Umwandlungssynthese Blatt: 08 Power-to-X (weitere Zahlen intern)

22/33

6 Flexibilität

Im Stromnetz gibt es verschiedene Arten von Flexibilität, welche genutzt werden können, um die Er- zeugung und den Verbrauch stets im Gleichgewicht zu halten und Netzengpässe zu vermeiden. Steu- erbare Erzeugungsanlagen wie Speicher- oder Gaskraftwerke, Speicher bei Endkunden, Endkundin- nen und flexible Verbraucher können kurzfristig ihre Leistung anpassen, um die Balance im Stromnetz zu gewährleisten und Netzengpässe zu beseitigen. Auf der Angebotsseite kann durch «Peak-Shaving» bzw. «Curtailment» eingegriffen werden, wodurch ein kleiner Teil der produzierten Energie verloren geht, da hierzu dargebotsabhängig produzierende Erzeugungsanlagen «abgeregelt» werden. Damit kann ein überdimensionierter Netzausbau vermieden und gleichwohl eine gute Nutzung der erneuerba- ren Energie erzielt werden. Der vorliegende SZR CH macht keine Vorgaben zum Umfang des «Peak- Shaving», da es diesbezüglich noch keine regulatorischen Vorgaben gibt. Die am 18. Juni 2021 durch den Bundesrat verabschiedete Botschaft zum «Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien»12 enthält Vorschläge für neue gesetzliche Bestimmungen, damit Endverbrau- cher und Speicherbetreiber ihre Flexibilität systemdienlich nutzen können.

Bezüglich der Speicherung ist zwischen dezentralen Batterien bei den «Prosumern» und Pumpspei- cherkraftwerken (PSKW) zu unterschieden. In den folgenden Tabellen wird bei den Speichern die ge- samte installierte Leistung der Pumpen bzw. Ladegeräte ausgewiesen sowie die gesamte Speicherka- pazität. Die Kapazität der PSKW ist jeweils so definiert, dass das limitierende Becken (Ober- oder Un- tersee) den Wert bestimmt. Von Netzbetreibern eingesetzte Grossbatterien werden nicht betrachtet, da diese sehr unterschiedlich zum Einsatz kommen. Für dezentrale Batterien wird angenommen, dass sie meistens bei PV-Anlagen installiert werden. Die Batterien verfügen über eine durchschnittliche Spei- cherkapazität von 5 kWh pro Batterie, bei einer Ladeleistung von durchschnittlich 10 kW. Es wird ange- nommen, dass langfristig 70 % der PV-Anlagen mit einer Batterie ausgerüstet werden. Im Jahr 2030 werden 30 % und im Jahr 2040 etwa 60 % der PV-Anlagen mit einer Batterie ausgerüstet sein. Eben- falls werden Batterien von Elektrofahrzeugen nur als flexibler Verbrauch angesehen, indem die Ladel- eistung gesteuert werden kann, jedoch ist kein bidirektionales Laden vorgesehen. Die Entwicklung von PSKW ist in den Szenarien 13 identisch. Dezentrale Batterien verbreiten sich parallel zu den PV-An- lagen, deshalb ist der Anstieg vor allem im Szenario 1 stark mit über 500 000 und im Szenario 3 mit 400 000 dezentralen Batterien im Jahr 2040. In Szenario 2 wird für das Jahr 2040 derweil von etwa

200 000 Batterien ausgegangen.

Jahr 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Speicher Pump- bzw. Ladeleistung [MW] Speicherkapazität [GWh] Quelle: EP2050+ Pumpen von PSKW 2 620 3 790 5 450 1 060 1 250 1 410 Dezentrale Batterien - 1 220 5 550 - 0,61 2,78 Tabelle 15: Entwicklung von Speichern im Szenario 1 gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

Jahr 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Speicher Pump- bzw. Ladeleistung [MW] Speicherkapazität [GWh] Quelle: EP2050+ Pumpen von PSKW 2 620 3 790 5 450 1 060 1 250 1 410 Dezentrale Batterien - 690 2 330 - 0,48 1,16 Tabelle 16: Entwicklung von Speichern im Szenario 2 gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

Jahr 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Speicher Pump- bzw. Ladeleistung [MW] Speicherkapazität [GWh] Quelle: EP2050+ Pumpen von PSKW 2 620 3 790 5 450 1 060 1 250 1 410 Dezentrale Batterien - 1 220 4 290 - 0,61 2,15 Tabelle 17: Entwicklung von Speichern im Szenario 3 gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

12 Botschaft zum Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien, 2021, https://www.ad- min.ch/gov/de/start/dokumentation/medienmitteilungen.msg-id-84018.html 23/33

Die Laststeuerung der Endkunden und Endkundinnen wird als «Demand Side Management» (DSM) oder falls mittels Preissignalen der Verbrauch gesteuert als «Demand Side Response» (DSR) bezeich- net. Auf der Nachfrageseite wurde in der Vergangenheit mit Rundsteuerungsanlagen und der Tarifie- rung (u.a. Doppeltarif) der Verbrauch gesteuert resp. beeinflusst. Dies waren zumeist starre Lösungen, da die Tarife und Zeiten nicht dem Angebot angepasst wurden. Zukünftig soll beispielsweise die La- dung der Batterien der Elektrofahrzeuge, die Verwendung der Wärmepumpen und der Einsatz von PtX-Anlagen teilweise flexibel sein. Im SZR CH wird der flexible Anteil der Elektrofahrzeuge, der Wär- mepumpen und PtX-Anlagen ausgewiesen. Dieser Leistungsbezug des flexiblen Anteils von Elektro- fahrzeugen, Wärmepumpen und PtX-Anlagen kann im Rahmen der Modellierung zeitlich verschoben werden. Der flexible Anteil kann gemäss Ladeleistung der Fahrzeuge bzw. elektrische Leistung der Wärmepumpen und der Batteriekapazität bzw. Wärmespeicherkapazität der Gebäude verschoben wer- den. Dieser Anteil macht bspw. 71 bis 84 % des Verbrauchs von Wärmepumpen in Haushalten im Jahr 2030 aus. Der nicht flexible Anteil des Verbrauchs wird nach typischen Lastprofilen für Elektrofahr- zeuge und Wärmepumpen bezogen. Es wird bspw. 67 bis 70 % der Energie für Elektrofahrzeuge nach einem nicht flexiblen Lastprofil im Jahr 2040 bezogen. Die PtX-Anlagen werden als 100 % flexibel an- genommen und befinden sich in der Regel direkt bei Laufwasserkraftwerken. Grundsätzlich werden die PtX-Anlagen im Dauerbetrieb betrieben, aber bei kritischen Versorgungslagen z.B. am Ende des Win- ters bei tiefen Füllständen der Speicherseen, kann der Betrieb eingestellt werden. Unter Elektrofahr- zeugen werden in den folgenden Tabellen ausschliesslich batterieelektrische Fahrzeuge (BEV) ange- geben ohne Plug-in-Hybride (PHEV) und Brennstoffzellenfahrzeuge (FCEV). Es fehlen auch die E- LKW und Busse, welche als nicht flexibel angenommen wurden und in Kapitel 5.2 beschrieben wur- den. Die Verbreitung von Elektrofahrzeugen ist in den Szenarien 1 und 2 identisch mit etwa 2 Mio. E- PKW und 200 000 E-LNF (leichte Nutzfahrzeuge) bis im Jahr 2040. Die Anzahl von Wärmepumpen in privaten Haushalten und im Dienstleistungssektor ist etwas höher in Szenario 2 als in Szenario 1. In Szenario 3 ist die gesamte Entwicklung etwas langsamer. Weitere Annahmen zur Anzahl von Elektro- fahrzeugen und Wärmepumpen sind im Anhang 10.1 zu finden.

Jahr 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Flexibilität Anzahl [n] davon Anteil Flexibel [%] Quelle: EP2050+ E-PKW 27 000 498 000 1 962 000 - 17 33 E-LNF 700 45 000 203 000 - 17 33 Wärmepumpen Haushalte 287 000 669 000 997 000 - 80 76 Wärmepumpen Dienstleistungen inkl. Landwirtschaft 4 300 7 700 11 500 - 51 44 Power-to-X Anlagen 0 5 28 - 100 100 Tabelle 18: Annahmen zur Flexibilität im Szenario 1 gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

Jahr 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Flexibilität Anzahl [n] davon Anteil Flexibel [%] Quelle: EP2050+ E-PKW 27 000 498 000 1 962 000 - 17 33 E-LNF 700 45 000 203 000 - 17 33 Wärmepumpen Haushalte 287 000 685 000 1 067 000 - 77 70 Wärmepumpen Dienstleistungen inkl. Landwirtschaft 4 300 10 500 17 300 - 52 44 Power-to-X Anlagen 0 5 28 - 100 100 Tabelle 19: Annahmen zur Flexibilität im Szenario 2 gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

Jahr 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Flexibilität Anzahl [n] davon Anteil Flexibel [%] Quelle: EP2050+ E-PKW 27 000 460 000 1 656 000 - 15 30 E-LNF 700 33 000 164 000 - 15 30 Wärmepumpen Haushalte 287 000 601 000 845 000 - 91 93 Wärmepumpen Dienstleistungen inkl. Landwirtschaft 4 300 6 900 8 700 - 57 52 Power-to-X Anlagen 0 5 28 - 100 100 Tabelle 20: Annahmen zur Flexibilität im Szenario 3 gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

24/33

7 Ausland

Das Schweizer Übertragungsnetz hängt stark von den energiewirtschaftlichen Entwicklungen und der Energiepolitik der EU sowie der Integration der Schweiz in den europäischen Strommarkt ab. Der SZR CH macht deshalb Vorgaben bzgl. der energiewirtschaftlichen Entwicklung in Europa und der Höhe der Grenzkapazitäten, für die Berücksichtigung bei der Marktsimulation.

7.1 Energiewirtschaftliche Entwicklung

Die Berücksichtigung der energiewirtschaftlichen Entwicklungen in Europa erfolgt, indem neben den EP2050+ auch die Szenarien der ENTSO berücksichtigt werden. Die ENTSO veröffentlichte im Juli 2020 die europäischen Szenarien Strom und Gas für den TYNDP2020 [3]. Für die Szenarien 1 und 3 wird hinsichtlich der Entwicklung in der EU das Szenario «Distributed Energy» angenommen (vgl. Ausführungen hierzu im Kapitel 3). Das Szenario «Distributed Energy» geht von mehr dezentralen Erzeugungsanlagen und einem starken Wachstum für Photovoltaik, Biogas und «Power-to- Gas» aus. Die «Prosumer» stehen im Zentrum und nehmen aktiv am Energiemarkt teil. Für das Szenario 2 wird bezüglich der Entwicklung in der EU auf das Szenario «Global Ambition» referenziert. «Global Ambition» ist ein Szenario, mit vermehrten zentralen Erzeugungsanlagen erreicht, die durch den Ska- leneffekt günstiger werden. Dies sind zum Beispiel Offshore-Windkraftanlagen im Norden und grosse Photovoltaik-Anlagen im Süden von Europa. Dies führt insgesamt zu erhöhten Transitmengen zwischen den europäischen Ländern.

Die Swissgrid erkennt bei der Marktsimulation im Rahmen der Netzplanung, unter Verwendung der Kennzahlen des SZR CH für die Schweiz und der ob genannten Szenarien für die EU, welche Strom- flüsse sich in Zukunft einstellen und kann diese bei der Netzplanung entsprechend berücksichtigen.

7.2 Abbildung der Grenzkapazitäten

Die Übertragungskapazitäten zwischen den Ländern und zwischen den einzelnen Marktgebieten bil- den die Basis für den Stromhandel und -Austausch. Bezüglich der Festlegung der Grenzkapazitäten hat sich die «Net Transfer Capacity» (NTC) als zuverlässige Grösse an den Schweizer Grenzen etab- liert, welche die Höhe der kommerziell nutzbaren Grenzkapazitäten unter Berücksichtigung der Netzsi- cherheit definiert. NTC-Werte weichen daher von den physikalisch installierten Kapazitäten der grenz- überschreitenden Leitungen ab. Im operativen Netzbetrieb werden die NTC-Werte für jede Schweizer Grenze und Stunde für Import und Export mit dem benachbarten «Transmission System Operator» (TSO) abgestimmt und schrittweise dem Markt mit Jahres-/Monats-/Tages-Auktionen sowie «Intraday- Allokationen» zur Verfügung gestellt. Abweichend zu den Grenzen der Schweiz, wurde in weiten Teilen von Europa zur Kapazitätsbestimmung und Vergabe im täglichen Betrieb der Übertragungsnetze be- reits das automatisierte «Flow-Based Market Coupling» (FBMC) eingeführt. Für die langfristige Netz- planung wurden in Europa bisher NTC-Werte verwendet, zukünftig ist die Verwendung des «Flow-Ba- sed»-Verfahrens ebenfalls möglich. In der nachfolgenden Tabelle werden die im Jahr 2020 vergebe- nen maximalen NTC-Werte und die maximalen NTC-Werte für das Jahr 2025 bei vollständigem Netz pro Grenze und Richtung ausgewiesen. Die NTC-Werte für 2025 berücksichtigen das heute beste- hende europäische Übertragungsnetz und Netzausbauprojekte, die bis im Jahr 2025 umgesetzt und in Betrieb genommen werden. Diese Projekte sind bereits in Umsetzung bzw. weit fortgeschritten und die NTC-Zunahmen sind mit den benachbarten TSO abgestimmt.

Jahr 2020 2025 Grenzkapazität (NTC) Kapazität [MW] Quelle: Swissgrid / TYNDP2020 Referenz Grid AT -> CH (Import) 1 200 1 200 DE -> CH (Import) 2 000 3 000 FR -> CH (Import) 3 700 3 700 IT -> CH (Import) 1 910 1 910 CH -> AT (Export) 1 200 1 200 CH -> DE (Export) 4 000 4 200 CH -> FR (Export) 1 400 1 700 CH -> IT (Export) 4 800 5 000 Tabelle 21: NTC-Werte 2020 und NTC-Werte 2025 bei vollständigem Netz pro Grenze und Richtung 25/33

Darüber hinaus können aktuelle Regeln aus dem «Clean Energy Package» der EU, die eine Optimie- rung der Handelskapazitäten zwischen den EU-Staaten vorsehen, Auswirkungen auf die Importkapazi- täten der Schweiz haben. Dies betrifft insbesondere Vorgaben bezüglich der Mindesthandelskapazität: Danach müssen spätestens ab Ende 2025 europäische Länder mindestens 70 % der grenzüberschrei- tenden Kapazitäten für den Handel zwischen EU-Mitgliedstaaten reservieren.

Die tatsächlich für die Stromversorgung verfügbaren Grenzkapazitäten werden in der täglichen Praxis geringer sein, als die in Tabelle 21 dargestellten Maximalwerte bei vollständigem Netz. Dies je nach Verfügbarkeit des Netzes und des Kraftwerksparkes, erwarteter Produktion und Verbrauch sowie der Netzbelastung in den Nachbarländern. Die absehbar eingeschränkten Exportmöglichkeiten der Nach- barländer und die damit verbundenen eingeschränkten Importmöglichkeiten der Schweiz müssen in den Betrachtungen zur Stromversorgungssicherheit wie etwa den Analysen zur System Adequacy (verbunden mit Risikobetrachtungen) erfolgen.

Die quantitativen Vorgaben für die Auslegung der Stromnetze im Rahmen der Netzplanung müssen unabhängig von möglichen Einschränkungen der Importmöglichkeiten während gewisser Stunden im Jahr festgelegt werden. Andernfalls wäre der Import von Strom permanent reduziert, also auch in Zei- ten im Jahr, in denen die Nachbarländer der Schweiz exportieren könnten. Zudem können NTC-Werte für 2030 und 2040 durch Swissgrid im Rahmen der Erarbeitung der Mehrjahrespläne und Prüfung der- selben durch die ElCom ausgewiesen werden.

7.3 Auswirkungen fehlendes Stromabkommen auf die Stromnetze

Das fehlende Stromabkommen stellt kein eigenständiges energiewirtschaftliches Szenario dar, auch wenn sich das bis auf weiteres nicht absehbare Stromabkommen mit der EU in allen Szenarien des SZR CH auswirkt. Ein Stromabkommen der Schweiz mit der EU würde im Wesentlichen die weitge- hende Übernahme der EU-Acquis13 beinhalten und den Zugang zu den europäischen Marktplattformen sowie der damit verbundenen Marktkopplung14 regeln. Ohne ein Stromabkommen müssen insbesondere zur Einbindung der Swissgrid in die technischen Prozesse separate Regelungen gefunden werden, damit die Sicherheit des Betriebs des schweizeri- schen Übertragungsnetzes gewährleistet ist. Themen sind hierbei ungeplante Lastflüsse und die hö- here Belastung kritischer Netzelemente, vermehrter Einsatz von «Redispatch», usw. Dies kann auch zusätzliche Investitionen im schweizerischen Übertragungsnetz erforderlich machen, zur Aufrechterhal- tung der Stabilität des Schweizer Stromnetzes, dem Schutz vor Überlastung aus dem Ausland und der Gewährleistung einer hohen Versorgungssicherheit. Wie im Kapitel 7.2 erwähnt können Regeln aus dem «Clean Energy Package» der EU Auswirkungen auf die Importkapazitäten der Schweiz haben. Weiter hat der fehlende Marktzugang volkswirtschaftliche Auswirkungen wie etwa in der Tendenz hö- here Preise im Grosshandel und eingeschränkte Vermarktungsmöglichkeiten der Schweizer Strompro- duktion im Ausland, namentlich der Schweizer Wasserkraft. Insgesamt wirkt sich das fehlende Strom- abkommen negativ auf den Systembetrieb der Stromnetze, auf die Importmöglichkeiten und die Volks- wirtschaft aus. Sollte sich die Situation bezüglich Einschränkung der Importe akzentuieren, kann der Bundesrat be- reits heute gemäss Artikel 9 Absatz 2 StromVG wettbewerbliche Ausschreibungen für die Beschaffung von Elektrizität durchführen. Sollten sich daraus erweiterte Anforderungen für die Stromnetze u.a. in- folge des Netzanschlusses von neuen Kraftwerken ergeben, dann haben die Netzbetreiber der NE1 und NE3 diese in ihren Mehrjahresplänen gemäss Artikel 9d Absatz 1 StromVG (Inkraftsetzung per 01.06.2021) zu berücksichtigen.

13 Unter den europäischen EU-Acquis sind alle Rechtsbestimmungen der EU im Elektrizitätsbereich zu verstehen. 14 Kopplung Strom- und Kapazitätsvergabe zur effizienteren Nutzung der beschränkt verfügbaren Übertragungskapazitäten zwischen verschiedenen Ländern resp. Gebotszonen. 26/33

8 Weitere Vorgaben

Dieses Kapitel beinhaltet energiewirtschaftliche Rahmendaten, welche in den Simulationen der Netzbe- treiber berücksichtigt werden. Durch die Höhe der Rohstoff- und CO2-Preise wird u.a. der Einsatz der Kraftwerke und der Grosshandelspreis von Strom beeinflusst. Weitere zusätzliche Rahmendaten können direkt aus den EP2050+ Dokumenten und falls dort nicht vorhanden aus den aktuellen ENTSO-Doku- menten zum TYNDP2020 entnommen werden. Jahr 2019 2030 2040 Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Rohstoffpreise Quelle: WEO 2018, EP2050+ Kohle [USD je MWh] 12 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 Rohöl [USD je Barrel] 70 72 72 72 64 64 64 Erdgas [USD je MWh] 24 26 26 26 26 26 26 CO2 Preise Quelle: WEO 2018, EP2050+ CO2 [USD je t] 28 33 33 33 140 140 140 Wirtschaft Quelle: BFS 2015, Seco 2019 Bevölkerung [Tsd.] 8 624 9 492 9 492 9 492 10 016 10 016 10 016 Bruttoinlandprodukt [Mrd. CHF] 703 805 805 805 893 893 893 Klima Quelle: Meteoschweiz Heizgradtage 3 191 3 105 3 105 3 105 3 054 3 054 3 054 Kühlgradtage 175 193 193 193 198 198 198 Tabelle 22: Weitere Vorgaben für die Netzplanung Quelle: [4] Ergebnissynthese Blatt: 01 Annahmen und Rahmendaten

8.1 Rohstoff- und CO2 Preise

Die Internationale Energieagentur (IEA) veröffentlicht jährlich eine mittel- und längerfristige Prognose basierend auf Szenarien in Form des «World Energy Outlook» [6]. Darin ist die Entwicklung der Roh- stoffpreise und CO2-Preise enthalten, wobei für den SZR CH die Preisentwicklung nach dem IEA-Sze- nario «Sustainable Development» (SDS) zugrunde gelegt wurde. Für die Entwicklung der CO2 Preise werden grundsätzlich dieselben Szenarien wie bei den Rohstoffpreisen der IEA verwendet, wobei für 2030 auch die Preise des Szenarios «New Policy» (NPS) entnommen werden können (33 USD pro t CO2), um die EU-Politik bis 2030 zu berücksichtigen. Für das Zieljahr 2040 können die Preise des Sze- narios SDS des «World Energy Outlook» verwendet werden (140 USD pro t CO2). Im Szenario NPS wäre der Preis bei 38 USD pro t CO2.

8.2 Gesamtwirtschaftliche Rahmendaten

Grundsätzlich werden in allen Szenarien dieselben gesamtwirtschaftlichen Rahmendaten bezüglich Bevölkerung, Wirtschafts- und Verkehrsleistung angenommen. Für die Bevölkerung werden die Ergeb- nisse aus dem Referenzszenario A-00-2015 der im Jahr 2015 publizierten Studie des Bundesamtes für Statistik (BFS) verwendet [7]. Für die Entwicklung der Wirtschaftsleistung wurden die Bruttoinlandpro- dukt (BIP)-Prognosen des Staatssekretariats für Wirtschaft (SECO) verwendet [8]. Für die Fahrleistung bilden die Ergebnisse der Verkehrsperspektiven 2040 des Bundesamtes für Raumentwicklung (ARE) die Grundlage [9]. Der SZR CH verwendet in allen Szenarien das Szenario Referenz aus den Ver- kehrsperspektiven 2040.

8.3 Klima und Wetterdaten

Als Grundlage für die Ermittlung der Einspeiseprofile von Photovoltaik und Wind wurden in den EP2050+ die Wetterdaten aus den «NASA MERRA 2» reanalysis data genutzt15. Als Wetterjahr für die Modellierungen wurde dabei in den EP2050+ das Jahr 2012 ausgewählt. Die Wahl fiel auf das Jahr

15 NASA MERRA 2 reanalysis data: https://gmao.gsfc.nasa.gov/reanalysis/MERRA-2/ 27/33

2012, da das Stromsystem damals vor gewisse Herausforderungen gestellt wurde (niedrige Tempera- turen im Februar in Kombination mit geringen Windgeschwindigkeiten und geringer Solarstrahlung sog. «kalte Dunkel-Flaute»).

Die ENTSO referenziert in ihren Szenarien auf die Wetterdaten aus der «Pan European Climate Data- bank» (PECD) der ENTSO. Aus diesen Daten können ebenfalls Einspeiseprofile für Photovoltaik und Wind abgeleitet werden.

9 Regionalisierung

Die Kennzahlen des SZR CH zu Erzeugung, Speicherung und Verbrauch in der Schweiz, müssen für eine nachfolgende Netzberechnung auf die einzelnen Netzknoten der zu untersuchenden Spannungs- ebenen zugeordnet werden. Dies ist für die Lastflussberechnung bzw. die Netzmodellierung notwendig, weil nur so eine Berechnung der Flüsse zwischen den einzelnen Netzknoten erfolgen kann. Der durch den Bundesrat zu genehmigende SZR CH fokussiert auf die Vorgabe von nationalen Kenn- zahlen pro Szenario und Zieljahr. Ergänzend zum SZR CH stellt das BFE auf Amtsstufe zur Unterstüt- zung der Netzbetreiber einen Leitfaden zu den Methoden der Regionalisierung zur Verfügung. In diesem Leitfaden werden Methoden vorgeschlagen, wie die Kennzahlen auf die Netzgebiete und danach auf die Netzknoten verteilt werden können. Der Leitfaden des BFE ist nicht Bestandteil des SZR CH und recht- lich nicht bindend. Die Ausgestaltung der konkreten Regionalisierung bleibt in der Kompetenz und Zu- ständigkeit der jeweiligen Netzbetreiber. Bei der Regionalisierung der nationalen Kennzahlen des SZR CH durch die Netzbetreiber ist eine Ab- stimmung der regionalen Annahmen zu Entwicklung von Erzeugung und Nachfrage mit den betroffenen Kantonen vorzunehmen (gemäss Artikel 9c Absatz 2 StromVG).

28/33

10 Anhang

10.1 Zusätzliche Angaben Elektromobilität und Wärmepumpen

In den folgenden Tabellen sind weitere Detailangaben zu Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen ge- mäss Modellabschätzungen in den EP2050+ angegeben. Diese dienen zum besseren Verständnis der Stromverbrauchsangaben in den Kapiteln 5.2 und 5.3. Die Zusammensetzung des gesamten Fahr- zeugparks kann aus den EP2050+ entnommen werden.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Anzahl [n] E-PKW 27 000 498 000 498 000 460 000 1 962 000 1 962 000 1 666 000 E-LNF 700 45 000 45 000 33 000 203 000 203 000 164 0000 E-LKW 28 900 1 900 800 4 400 8 400 4 100 E-Busse 23 700 1 200 400 2 600 4 400 1 700 Plug-in-Hybride 16 000 387 000 388 000 379 000 769 000 775 000 692 000 Tabelle 23: Entwicklung des Fahrzeugparks Elektromobilität gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröf- fentlicht)

Die durchschnittliche Ladeleistung, welche in der folgenden Tabelle angegeben wird, entspricht der Leistung der Ladestationen Zuhause und am Arbeitsplatz. Grössere Leistungen treten an öffentlichen Ladestationen auf. In den EP2050+ wird angenommen, dass 10 % der Ladevorgänge an öffentlichen Ladestationen stattfinden.

Jahr 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Ladeleistung [kW] Batteriekapazität [kWh] Quelle: EP2050+ E-PKW und E-LNF 4,9 6,0 7,0 72,1 97,8 109,0 E-LKW und E-Busse 9,8 12,0 14,0 637,8 832,3 916,7 Tabelle 24: Annahmen zu den durchschnittliche Ladeleistungen und der Batteriekapazität der Elektromobilität ge- mäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

In der folgenden Tabelle wird die Anzahl von Wärmepumpen angegeben. Die Zusammensetzung der gesamten Wärmeerzeugung kann aus den EP2050+ entnommen werden.

Jahr 2019 2030 2040 Quelle: EP2050+ Szenario Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Sz. 1 Sz. 2 Sz. 3 Anzahl [n] WP Haushalte 287 000 669 000 685 000 601 000 997 000 1 067 000 845 000 WP Industrie 1 400 1 000 1 400 900 2 400 3 900 1 400 WP Dienstleistungen inkl. Landwirtschaft 4 300 7 700 10 500 6 900 11 500 17 300 8 700 Grosswärmepumpen Fernwärme - 1 600 1 600 700 3 300 3 200 1 000 Tabelle 25: Entwicklung der Anzahl Wärmepumpen gemäss Modellabschätzung EP2050+ (nicht veröffentlicht)

29/33

10.2 Kennzahlen zu den Szenarien des «Ten-Year Network Development Plan» 2020

In der folgenden Abbildung ist die Entwicklung einiger Kennzahlen der EU-28 gemäss den Szenarien des TYNDP2020 der ENTSO dargestellt [3]. Die Photovoltaik, Biogas und «Power-to-Gas» entwickelt sich im Szenario «Distributed Energy» am stärksten. Die Windkraft hat im Szenario «Global Ambition» die grösste Entwicklung.

Abbildung 9: Entwicklung der Kennzahlen der Szenarien der EU-28 gemäss TYNDP2020 der ENTSO

30/33

Abkürzungsverzeichnis

AEE Dachorganisation der Wirtschaft für erneuerbare Energien und Energieeffizienz AG RKN Arbeitsgruppe Regionale Koordination Netzentwicklung ARE Bundesamt für Raumentwicklung BAFU Bundesamt für Umwelt BAV Bundesamt für Verkehr BEV Battery electric Vehicle (Batterieelektrisches Fahrzeug) BFE Bundesamt für Energie BFS Bundesamt für Statistik BIP Bruttoinlandprodukt CBA Cost-Benefit-Analysis CH Confoederatio Helvetica CHF Schweizer Franken CO2 Kohlenstoffdioxid DC Distribution Code Dena Deutsche Energie-Agentur DE Szenario «Distributed Energy» des TYNDP 2020 DSM Demand-Side-Management DSR Demand-Side-Response EEA Energieerzeugungsanlagen ElCom Eidgenössische Elektrizitätskommission ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity (Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber) EnG Energiegesetz EP Energieperspektiven ES 2050 Energiestrategie 2050 EU Europäische Union EVU Energieversorgungsunternehmen FCEV Fuel cell electric vehicle (Brennstoffzellen Elektrofahrzeug) FBMC Flow-Based Market Coupling GA Szenario «Global Ambition» des TYNDP 2020 GJ Gigajoule GuD Gas und Dampf Kombikraftwerk GW Gigawatt GWh Gigawattstunde Hz Hertz IEA International Energy Agency (Internationale Energie Agentur) KKW Kernkraftwerk kV Kilovolt KVA Kehrichtverbrennungsanlage LKW Lastkraftwagen LNF leichte Nutzfahrzeuge MW Megawatt NCCS National Centre for Climate Service NE Netzebene NECP National Energy and Climate Plan aller EU-Mitgliedstaaten NEP Szenario «neue Energiepolitik» aus den EP2050 31/33

NET Negativ-Emissions-Technologien NOVA Netzoptimierung vor Verstärkung und Ausbau NT Szenario «National Trends» des TYNDP 2020 NTC Net Transfer Capacity (Netztransferkapazität) PECD Pan European Climate Databank PHEV Plug-in-Hybrid electric vehicle (Plug-in-Hybrid Elektrofahrzeug) PSKW Pumpspeicherkraftwerk PtL Power-to-Liquid PtX Power-to-X PV Photovoltaik PKW Personenkraftwagen RCP Representative Concentration Pathway RhB Rhätische Bahn RPG Raumplanungsgesetz RPV Raumplanungsverordnung SBB Schweizerische Bundesbahnen SECO Staatssekretariat für Wirtschaft SES Schweizerische Energie-Stiftung SN2025 Strategisches Netz 2025 der Swissgrid StromVG Stromversorgungsgesetz StromVV Stromversorgungsverordnung SÜL Sachplan Übertragungsleitungen SWV Schweizerischer Wasserwirtschaftsverband SZR Szenariorahmen SZR CH Szenariorahmen Schweiz t Tonne THG Treibhausgas TSO Transmission System Operator (= ÜNB) TWh Terawattstunde TYNDP ten year network development plan (Netzentwicklungsplan) der ENTSO USD United States Dollar UVEK Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation ÜNB Übertragungsnetzbetreiber (NE1) VNB Verteilnetzbetreiber (NE3-7) VSE Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen WEO World Energy Outlook WKK Wärme-Kraft-Kopplung (Deutschland Kraft-Wärme-Kopplung) WWB Szenario «Weiter wie bisher» aus den EP2050 und EP2050+

32/33

Literatur

1 Anforderungen an einen energiewirtschaftlichen Szenariorahmen für die Netzplanung in der Schweiz, Deutsche Energie Agentur GmbH, 2013

https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/versorgung/stromversorgung/stromnetze/netzent- wicklung-strategie-stromnetze.exturl.html/aHR0cHM6Ly9wdWJkYi5iZ- mUuYWRtaW4uY2gvZGUvcHVibGljYX/Rpb24vZG93bmxvYWQvNzMwMg==.html

2 Strategisches Netz 2025, Swissgrid 2015

https://www.swissgrid.ch/dam/swissgrid/projects/strategic-grid/sg2025-technical-report- de.pdf

3 TYNDP 2020 Szenario Report, ENTSO, 2020

https://www.entsos-tyndp2020-scenarios.eu/wp-content/up- loads/2020/06/TYNDP_2020_Joint_ScenarioReport_final.pdf

4 Energieperspektiven 2050+, BFE, 2020

https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/politik/energieperspektiven-2050-plus.html

5 Studie Wasserkraftpotenzial der Schweiz, BFE, 2019

https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/news-und-medien/medienmitteilungen/mm-test.msg- id-76258.html

6 World Energy Outlook, IEA, 2019

https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019

7 Szenarien zur Bevölkerungsentwicklung der Schweiz 2015 –2045, BFS, 2015

https://www.bfs.admin.ch/bfsstatic/dam/assets/350324/master

8 Szenarien zur BIP-Entwicklung der Schweiz, SECO, 2019

https://www.seco.admin.ch/seco/de/home/wirtschaftslage---wirtschaftspolitik/wirtschaftspoli- tik/Wachstumpolitik/szenarien_bip-entwicklung_schweiz.html

9 Verkehrsperspektiven 2040, ARE, 2016

https://www.are.admin.ch/are/de/home/verkehr-und-infrastruktur/grundlagen-und-daten/ver- kehrsperspektiven.html

33/33