Meinungen

Die wahren Kosten der Photovoltaik

Der massive Ausbau der Produktion von Solarstrom bedingt entsprechend grosse Speicherkapazitäten. Neben damit verbundenen technischen Problemen erfordern sie enorme finanzielle Mittel. Ein Kommentar von René Weiersmüller.

René Weiersmüller
«Je weiter der Solarstrom ausgebaut wird, umso mehr akzentuieren sich die ­beschriebenen Probleme.»

Die Sonne als Hauptstütze der Energiestrategie 2050 (ES 2050) scheint zwar gratis. Die Umwandlung der Sonnenstrahlung in Elektrizität ist zudem vergleichsweise billig. Die Knacknuss ist jedoch die bedarfsgerechte Nutzung des Solarstroms. Sie bedingt – Stand heute – einen nahezu ruinösen finan­ziellen ­Aufwand. Scheinlösungen durch Subventionen wie auch der vermehrte Einbezug von rigorosen Klimaforderungen ändern daran nichts.

Nach Art. 2 des Energiegesetzes (EnG) ist ein Ausbau der Produktion der er­neuerbaren Energien auf jährlich 11,4 Terawattstunden (TWh) bis 2035 vorgesehen. Vereinfachend werden im Folgenden ­weitere erneuerbare Energien, Effizienzgewinne, Bevölkerungszuwachs sowie ein steigender Strombedarf durch Elektroautos und elektrische Wärmepumpen ausgeklammert. Diese 11,4 TWh Solarstrom würden beispielsweise für den Standort Tänikon (TG) etwa 55 km² horizontal oder leicht südlich ausgerichtete Solarpanels bedingen.

Grosses Manko im Winter

Von Oktober bis Februar kann so im Mittel mit einem Stromertrag von rund 2 TWh gerechnet werden. Das ist weniger als 20% des jährlichen Gesamtsolarertrags von 11,4 TWh oder gut 3% des mittleren jähr­lichen Stromverbrauchs der Schweiz von etwa 58 TWh. Werden der unterdessen ­übliche Stromimport im Winter sowie der absehbare Wegfall der Atomkraft von im Winter rund 40% des Gesamtstrom­verbrauchs mitberücksichtigt, ist eine ­Vergrösserung des jetzt schon vorhandenen Mankos im Winter offenkundig. Wird folglich auf Solarstrom gesetzt, bedeutet das ein oder mehrere zusätzliche Pumpspeicherkraftwerke. Solche haben einen Wirkungsgrad von etwa 0,8.

Pumpspeicherkraftwerke erfordern grosse Investitionen. Um die Kosten ­grössenordnungsmässig abzuschätzen, wird mit dem neu erweiterten Pump­speicherkraftwerk Linth-Limmern ver­glichen: Investitionen von 2,1 Mrd. Fr. steht eine elektrische Speicherkapazität von bescheidenen 36 Gigawattstunden (GWh) gegenüber. Diese 36 GWh decken den Strombedarf der Schweiz lediglich für ein paar Stunden.

Nehmen wir an, es soll zusätzlich etwa ein Sechstel des jährlichen Strombedarfs der Schweiz, also 10 000 GWh, über einen (oder mehrere) Speicherseen vom Sommer in den Winter gerettet werden. Bei postulierten jährlichen 11 400 GWh erneuerbare Energien bis 2035, dem längerfristigen Wegfall von jährlich über 20 000 GWh Atomstrom und dem im Winter üblichen Stromimport ist ein zusätzlicher 10 000-GWh-Speicher nicht völlig unrealistisch. Vor allem, wenn die fossilen Energieträger bis 2050 praktisch wegfallen ­sollen sowie ein weiterer massiver Ausbau des Solarstroms geplant ist.

Rein rechnerisch ergäben sich so rund 300-mal grössere Investitionen als Linth-Limmern, also etwa 600 Mrd. Fr. Da die notwendigen Leitungen, Pumpen, Generatoren usw. für den Riesenspeicher im Verhältnis zu Linth-Limmern deutlich kleiner sein können, reduzieren sich die Investitionen vielleicht auf die Hälfte. Aber damit ist die Kröte noch nicht geschluckt. Einmal ganz abgesehen davon, wo überhaupt ein oder mehrere solche Bauwerke errichtet werden sollen – vom denkbaren Gefahrenpotenzial eines solchen Grossspeichers gar nicht zu reden.

Die Wassermenge dieses gigantischen Pumpspeichers müsste entsprechend den 630 m Höhendifferenz (Druckhöhe) bei Linth-Limmern etwa 7 Mrd. Kubikmeter Wasser betragen, was nahezu zweimal dem Zürichsee inklusive des Obersees entspricht. Bei doppelter Druckhöhe würde die halbe Wassermenge reichen. Anders als ein übliches Pumpspeicherkraftwerk, das jährlich mit vielen Zyklen nutzbar und entsprechend vernünftig amortisierbar ist, ist ein Riesenpump­speicher für den jährlich vorwiegend ­einmaligen Einsatz im Winter nur schon darum ein finanzielles Desaster.

Linth-Limmern hat im Endausbau eine elektrische Leistung von 1000 Megawatt (MW). Das entspricht etwa dem Akw ­Gösgen. Bei voller Pumpleistung ist der Wasserbedarf von Linth-Limmern circa 160 m³/s, was etwa dem Andert­halbfachen des mittleren Wasserabflusses der Limmat bei Baden (AG) entspricht. Ähnlich ist der Wasserabfluss bei der Stromerzeugung.

Nimmt man an, die Leistung der eben beschriebenen Pumpspeicherkraftwerke mit einer Speicherkapazität von 300-mal Linth-Limmern sei ausgelegt auf 3000 MW (etwa die Summe aller Akw in der Schweiz), ergibt das einen Wasserabfluss von rund 500 m³/s, was annähernd der Hälfte des mittleren Rheinabflusses bei Rheinfelden entspricht. Wohin mit dem Wasser? Bei doppelter Druckhöhe wären es immer noch ca. 250 m³/s.

Eine entsprechende Stromspeicherung mit Akkus wäre denkbar. Wie Vergleiche mit realisierten Grossanlagen zeigen, kämen die Kosten auf einige tausend Milliarden Franken zu stehen. Dies für eine Lebensdauer von vielleicht zwanzig Jahren.

Die genannten 55 km² Solarpanels liefern im Juni eine Spitzenleistung von rund 9 Gigawatt, was der neunfachen Leistung des Akw Gösgen bei Volllast entspricht. Solche Leistungen kann das Netz nicht aufnehmen. Das Speichern dieser anfallenden Leistung allein mit Pumpspeicherkraftwerken würde bei einer Druckhöhe von 630 m deutlich mehr als 1000 m³ Wasser pro Sekunde erfordern. Woher solche Wassermengen in der Nähe der Speicherseen nehmen, über die gewöhnlich nicht mal der Rhein bei Rheinfelden verfügt?

Fragwürdige Importstrategie

Alternativen wie der Export dieser Leistungsspitzen sind unrealistisch, da die umliegenden Länder das gleiche Problem haben. Und je weiter der Anteil an ­Solarstrom ausgebaut wird, umso mehr akzentuieren sich diese Probleme. Ob die massiven Spitzenleistungen für energie­intensive und damit jetzt noch unwirtschaftliche Verfahren wie beispielsweise die Herstellung von Wasserstoff oder synthetischem Kraftstoff ausreichend genutzt werden können, wird sich zeigen.

Gaskombikraftwerke als Ersatz von Atomstrom erfordern sehr viel kleinere ­Investitionen als Solarstrom. Mit Blick auf die Versorgungssicherheit sind sie als Folge ungenügender Speichermöglichkeiten jedoch noch mehr auf den Goodwill des Auslands angewiesen. Dass dabei ­jeder sich selbst der Nächste ist, zeigt sich laufend in der EU oder jetzt im Ernstfall in der Coronakrise. Daran ist auch bei einer Importstrategie, d. h. dem Import grosser Mengen an «dreckigem» Strom zur Deckung des Winterlochs, zu denken. Auch dieser Strom hat zudem ein Ablaufdatum, ob aus Kohle (Kohle 54.3 0%), Erdgas (Erdgas 1.823 -3.75%) oder Atom.