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<h2>SubmittedText<h2><p>Gemäss der im Oktober 2021 veröffentlichten Studie von Frontier Economics besteht in der Schweiz ab 2025 das Risiko einer Strommangellage über 47 Stunden mit einer Unterdeckung von 66 GWh. In noch extremeren, aber auch selteneren Situationen könnte ein Defizit von bis zu 690 GWh entstehen. Die ausgewiesene Mangellage ist einerseits probabilistischer Natur, betrifft aber auch nur 0,1 Prozent der Versorgung mit Strom - in extremen Fällen maximal 1 Prozent. Massnahmen gegen diese Unterdeckung müssen dieser Ausgangslage gerecht werden.</p><p>Aktuell wird darüber diskutiert, für diese Strommangellage in der Schweiz ein GUD (Gas und Dampfkraftwerk) auf Reserve zu halten. Der entsprechende Bau müsste nun mit Hochdruck vorangetrieben werden.</p><p>Die Schweiz verfügt aber bereits heute über kurzfristig einsetzbare Leistung, welche nicht ins Stromversorgungssystem eingebunden ist: die in der Schweiz gut ausgebaute Infrastruktur von Notstromaggregaten mit einer angenommenen Leistung von 5 GW.</p><p>Gestützt darauf folgende Fragen an den Bundesrat:</p><p>1. Wie gross ist die Leistung der Notstromaggregate in der Schweiz (exklusive Notstromaggregate, die auf der Batterietechnologie basieren)?</p><p>2. Wie lange müssten die Notstromaggregate pro Jahr betrieben werden, um die in der Studie von Frontier Economics ausgewiesene Lücke zu schliessen?</p><p>3. Unter der Annahme, dass eine solche Strommangellage jedes zweite Jahr eintreffen würde: Wie würden sich die ökologischen und ökonomischen Mehrinvestitionen eines GUDs im Verhältnis zur Verwendung der Notstromaggregate darstellen? Basis: Lebenszyklusbetrachtung über 15 Jahre</p><p>4. Inwiefern würden sich daraus, dass die Notstromaggregate dezentral verteilt sind, in einer Mangellage Vorteile für die Netzbelastung ergeben? Bei der Klärung dieser Frage soll insbesondere darauf eingegangen werden, dass die Strommangellage dadurch entstehen würde, dass Importe aufgrund eingeschränkter Leitungskapazitäten wegen Durchleitungen nicht mehr gesichert wären.</p><p>5. Welche rechtlichen Rahmenbedingungen müssten geändert werden, dass Notstromaggregate in einer Mangellage eingesetzt werden könnten?</p><p>6. Welche technischen Veränderungen müssten geschaffen werden, um die Notstromaggregate optimal konzertiert in die Stromversorgung einzubinden?</p><h2>FederalCouncilResponseText<h2><p>1.) Gestützt auf das "Emissionsinventar stationäre Motoren und Gasturbinen - Standbericht 2014" (INFRAS 2016, im Auftrag des Bundesamtes für Umwelt) gibt es derzeit in der Schweiz Notstromaggregate mit einer geschätzten installierten Gesamtleistung von etwa 2000 MW.</p><p>2.) Um die Notstromaggregate als Energieerzeugungsanlagen mit Netzanschluss einsetzen zu können, müssten die Eigentümerinnen und Eigentümer ihre Zustimmung erteilen sowie die Anlagen angepasst werden (s. dazu Antwort zu Frage 6). Dies hätte zusätzliche Investitionskosten für die Eigentümerinnen und Eigentümer zur Folge.</p><p>Unter der Annahme, dass ein Achtel der installierten Leistung, also 250 MW, zur Vermeidung einer Strommangellage zur Verfügung steht, müsste 264 Stunden lang unter Volllast produziert werden, um die in der Studie von Frontier Economics erwähnten 66 GWh zu erzeugen. Hier ist jedoch darauf hinzuweisen, dass der Jahresbedarf von 66 GWh aus einem Durchschnitt von 1575 Simulationen ermittelt wurde.</p><p>Das bedeutet, dass es Situationen geben kann, in denen die Notstromaggregate viel länger betrieben werden müssten. In diesen Fällen würden sich auch Fragen zur Logistik der Brennstoffversorgung stellen.</p><p>3.) Ein Vergleich liegt bis heute nicht vor. Für die Nutzung von Notstromaggregaten müsste auch ein Modell zur Abgeltung der Eigentümerinnen und Eigentümer für ihre zusätzlichen Investitions-, Betriebs- und Brennstoffkosten erarbeitet werden.</p><p>4.) Die Notstromaggregate sind an das Niederspannungsnetz (NR7) angeschlossen. Die Dezentralisierung der Notstromaggregate ermöglicht es, eine kleinere Leistung in die Verteilnetze einzuspeisen. Zwar könnten lokale Netzüberlastungen damit tatsächlich begrenzt werden, dennoch blieben einige Belastungsfälle bestehen, die individuell untersucht werden müssten.</p><p>Die lokale Verteilnetzbetreiberin wird demnach für jede angeschlossene Anlage überprüfen müssen, ob das lokale Netz ausreichend dimensioniert ist, um die zusätzliche elektrische Leistung aufzunehmen. Eine grossflächige Einbindung würde möglicherweise zusätzliche Infrastrukturen erfordern.</p><p>5.) Die rechtlichen Rahmenbedingungen zum möglichen Einsatz von Notstromaggregaten in Strommangellagen sind schon heute gegeben: Im Falle einer unmittelbar drohenden oder bereits bestehenden schweren Mangellage, der die Wirtschaft nicht selber zu begegnen vermag, kann der Bundesrat gestützt auf das 3. Kapitel des Landesversorgungsgesetzes vom 17. Juni 2016 (LVG; SR 531) zeitlich begrenzte Interventionsmassnahmen ergreifen. Die Artikel 31 und 32 LVG ermöglichen grundsätzlich umfassende Massnahmen zur Lenkung des Angebots und der Nachfrage von lebenswichtigen Gütern und Dienstleistungen (z. B. Produktions- und Liefervorschriften oder Vorschriften über die Verwendung und den Verbrauch).</p><p>6.) Für eine konzertierte Einbindung der dezentralen Notstromaggregate bräuchte es eine abgestimmte IT-Anbindung. Diese ist heute vermutlich nicht gegeben und grössere Nachrüstungen (Steuer-, Synchronisierungs- und Netzschutzgeräte) wären nötig. Grundsätzlich sind die Anforderungen an Notstromaggregate in der Luftreinhalte-Verordnung vom 16. Dezember 1985 (LRV; SR <a href="https://www.fedlex.admin.ch/eli/cc/1986/208_208_208/de">814.318.142.1</a>) festgelegt. Werden diese mehr als 50 Stunden betrieben, gelten sie als reguläre stationäre Verbrennungsmotoren mit den entsprechenden strengeren Anforderungen nach <a href="https://www.fedlex.admin.ch/eli/cc/1986/208_208_208/de">Anhang 2 Ziffer 82 LRV</a>. Dies führt zu zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten. Des Weiteren müsste die Verantwortung für die Umsetzung vorab festgelegt werden.</p>  Antwort des Bundesrates.