name: 19.04.08 Bericht und Antrag Stadtrat Postulat Schlatter Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes (inkl. Akten)

text: \n  \n\n \n \n\n \n\n Stadtrat  \n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 1 von 10 \n\n \n\nAuszug aus dem Protokoll Sitzung vom 19. Mai 2021  \n \n\n2021/97 0.04.05.03 Postulat \nPostulat "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes", Bericht und Antrag (Parla-\nmentsgeschäft 19.04.08) \n\n   \n \n \nBeschluss Stadtrat  \n\n1. Antrag und Bericht zum Postulat "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" werden gemäss dem An-\ntrag der Umweltkommission genehmigt und dem Parlament zur Beschlussfassung unterbreitet. \n\n2. Der Stadtrat nimmt Kenntnis vom Mitbericht der Werkkommission, welche den Antrag der Um-\nweltkommission unterstützt. \n\n3. Öffentlichkeit des Beschlusses: \n– Der Beschluss ist per sofort öffentlich. \n\n4. Mitteilung durch Sekretariat an: \n– Parlamentsdienste (als Antrag und Bericht) \n– Umweltkommission \n– Werkkommission \n– Geschäftsbereich Alter, Soziales + Umwelt \n– Stadtwerke \n\n \nAusgangslage  \n\nDie Postulatsforderung "keine neuen Gasanschlüsse" wirft weitere Fragen auf, welche sich zur Zukunft \nder Wärmeversorgung mit Gas stellen, insbesondere Fragen zu allfälligen finanziellen Risiken für die \nGasversorgung, welche sich mit einer absehbaren Verschärfung der gesetzlichen Grundlagen zum Kli-\nmaschutz und der zunehmenden Umorientierung der heutigen Gaskundschaft auf eine erneuerbare \nWärmeversorgung ihrer Gebäude stellen. Zur Beantwortung dieser Fragen wurde im Auftrag der Stadt \nWetzikon durch das Ingenieurbüro EBP Schweiz AG, Zollikon ein Fachbericht (Transformation der Gas-\nversorgung in der Stadt Wetzikon) erstellt.  \n\nZusammenfassung der Berichtsergebnisse (Management Summary) \n\nDie Stadt Wetzikon verfügt heute über ein flächendeckend ausgebautes und eher junges Gasnetz. Das \nNetz wurde auch in Gebieten ausgebaut, welche eine geringe Wärmebezugsdichte ausweisen. Gas wird \nin Wetzikon fast ausschliesslich für Raumwärme und Warmwasser eingesetzt, also in denjenigen Berei-\nchen, in denen der Bund langfristig keine Rolle mehr sieht für Gas, auch nicht für erneuerbares. \n\nIm Bericht wurden sieben Handlungsoptionen bezüglich der weiteren Entwicklung des Wetziker Gas-\nnetzes untersucht und in Bezug auf ihre Eignung in verschiedenen sich abzeichnenden zukünftigen \nSzenarien (Verstärkung der klimapolitischen Vorgaben, Liberalisierung Gasmarkt) bewertet. Die Bewer-\ntung erfolgte nach ökonomischen und ökologischen Kriterien und losgelöst davon, ob eine ambitionier-\nte Klimapolitik oder eine Liberalisierung des Gasmarkts erwünscht ist oder nicht, sondern lediglich, ob \nsich die Option eignet, falls dieses Szenario eintreffen sollte. \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 2 von 10 \n\nDie Analyse zeigt auf, dass mit der heutigen Ausgangslage (so genanntes Referenzszenario) ein Interes-\nsenskonflikt zwischen der Sicht Klimaschutz und der Sicht Betriebswirtschaft besteht. Dieser Interes-\nsenkonflikt verschwindet aber im Szenario einer zukünftigen verstärkten Energie- und Klimapolitik (un-\nabhängig von möglichen Liberalisierungsschritten für die Gasversorgung), da die Einschränkung von \nfossilen Energien dazu führt, dass der weitere Betrieb des Gasnetzes auch aus betriebswirtschaftlicher \nSicht in Frage gestellt ist. \n\nDie Handlungsoption einer "differenzierte Transformation" der Gasversorgung erweist sich in allen be-\ntrachteten Zukunftsszenarien als am besten geeignet. Sie geht von unterschiedlichen Massnahmen je \nnach Netzgebiet aus. Dazu gehören Stilllegungen in Gebieten mit starkem Absatzrückgang und hohem \nErneuerungsbedarf, aber auch der Erhalt eines Basisnetzes, das langfristig (erneuerbares) Gas zu An-\nwendungen wie die Spitzenlastdeckung/Redundanz von Wärmenetzen oder den Betrieb von Wärme-\nKraft-Kopplungsanlagen transportieren kann. Differenzierte Stilllegungen tragen dazu bei, den Anstieg \nder Netznutzungskosten für die übrige Kundschaft zu dämpfen und das übrigbleibende Basisnetz lang-\nfristig rentabel betreiben zu können. Eine differenzierte Transformation kann angepasst an die sich \nwandelnden Rahmenbedingungen umgesetzt werden und erlaubt beispielsweise eine gute Abstim-\nmung mit dem Bau von Fernwärmenetzen. \n\nIm Bericht wurden weitere Fragen bezüglich der Zukunft der Gasversorgung beleuchtet. So wird fest-\ngestellt, dass \n\n– das Potential für die Produktion von erneuerbaren Gasen (Biogas und synthetisches Gas) in Wet-\nzikon unter der Voraussetzung eines extremen Ausbaus der Photovoltaik bis ins Jahr 2050 bei ma-\nximal 5 bis 9 % des heutigen Gasabsatzes liegt. \n\n– eine sorgfältige Transformationsplanung Hand in Hand mit der Planung von Wärme- und Kältenet-\nzen erfolgen sollte. \n\n– gestrandete Investitionen bei der Gasversorgung und der Gaskundschaft durch langfristige Planung \nund frühzeitige Identifikation von nicht mehr konkurrenzfähigen Netzgebieten verhindert werden \nkönnen, wobei die frühzeitige Information der Kundschaft über geplante Stilllegungen ein wesent-\nliches Element darstellt.  \n\nFazit \n\nDer Bericht "Transformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon" beleuchtet wichtige Fragen für \ndie Zukunft der Gasversorgung. Entscheide zur Zukunft der Wetziker Gasinfrastruktur in den nächsten \n30 Jahren müssen wegen der Langlebigkeit der Infrastruktur bereits heute bearbeitet und beantwortet \nwerden, um gestrandete Investitionen zu vermeiden.  \n\nDie Strategie einer differenzierten Transformation ist für Wetzikon gut geeignet, insbesondere für die \nUmsetzung der von der Stimmbevölkerung befürworteten Nutzung von Fernwärme und weiteren er-\nneuerbaren Quellen für die Wärme- und Kälteversorgung, deren Umsetzung zwingend eine Koordina-\ntion mit der weiteren Entwicklung des Gasnetzes notwendig macht. Die weitere Konkretisierung der \ndifferenzierten Transformationstrategie inkl. einer angepassten Zielnetzplanung der Gasversorgung er-\nfolgt im Rahmen des Umsetzungsvorschlags des Gegenvorschlags zur Fernwärmeinitiative. \n\nAuf ein Verbot von neuen Anschlüssen an die Gasversorgung aus Gründen des Klimaschutzes ist zu ver-\nzichten, weil dies eine geordnete Transformation zu einer erneuerbaren, leitungsgebundenen Wärme-\nversorgung sogar gefährden könnte. \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 3 von 10 \n\nErwägungen \n\nDie Umweltkommission unterbreitet dem Stadtrat den Antrag und den Bericht zum Postulat "Kein wei-\nterer Ausbau des Gasnetzes" zur Überweisung an das Parlament. \n\nDer Stadtrat schliesst sich den Erwägungen der Umweltkommission an und nimmt den Mitbericht mit \ngleich lautendem Antrag der Werkkommission zur Kenntnis. \n\n \n\n \n  \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 4 von 10 \n\nAntrag und Bericht an das Parlament  Parlamentsgeschäft 19.04.08 \n\n \n\nAntrag \n\nDer Stadtrat beantragt dem Parlament, es möge folgenden Beschluss fassen: \n(Zuständig im Stadtrat Pascal Bassu, Ressort Tiefbau + Energie) \n\nDem Bericht des Stadtrats zum Postulat wird zugestimmt und das Postulat "Kein weiterer Ausbau des \nGasnetzes" abgeschrieben. \n\n \n\nBericht \n\nAusgangslage \n\nDas Parlament hat dem Stadtrat am 19. März 2020 die in ein Postulat umgewandelte Motion "Kein \nweiterer Ausbau des Gasnetzes" zur Berichterstattung und Antragstellung überwiesen. Es ist gemäss \nArt. 44 der Geschäftsordnung des Parlaments (GeschO Parlament) eine "Aufforderung an den Stadtrat \nzu prüfen, ob eine Massnahme in seiner Kompetenz zu treffen oder ob ein Beschluss in der Zuständig-\nkeit der Gemeinde oder des Gemeinderates zu fassen sei". Nach Art. 45 Abs. 4 GeschO Parlament hat \nder Stadtrat über ein überwiesenes Postulat innert neun Monaten Bericht zu erstatten und Antrag zu \nstellen. Mit Beschluss vom 31. August 2020 hat das Parlament die Frist bis zum 9. Juni 2021 verlängert. \nMit dem vorliegenden Beschluss ist diese Frist gewahrt. \n\nDer Stadtrat hat demnach zu prüfen, ob ein weiterer Ausbau des Wetziker Gasnetzes gestoppt und \nkeine neuen Gasanschlüsse mehr erstellt werden sollen. In den Erwägungen zum Antrag auf Entgegen-\nnahme der Motion als Postulat führten der Stadtrat und die frühere Energiekommission aus, dass das \nAnliegen des Vorstosses zu wenig umfassend sei, indem sich heute nicht primär die Frage nach einem \nStopp des Ausbaus des Wetziker Gasnetzes stelle, sondern vielmehr nach der Planung eines kontrol-\nlierten Übergangs von der heutigen fossilen Gasversorgung auf eine erneuerbare Wärmeversorgung. \nDer Stadtrat führte aus, dass folgende Fragen im Bericht beleuchtet werden sollen: \n\n– die Vermeidung von gestrandeten Investitionen bei der Gasversorgung und bei der Gaskundschaft, \n– die Rolle von Gas bei der Spitzenlastabdeckung von erneuerbaren Wärmeverbünden oder von so-\n\ngenannten Übergangstechnologien (wie beispielsweise der Einsatz von Gas in Blockheizkraftwer-\nken) und \n\n– die Klärung des Potentials an erneuerbaren Gasen und dessen Einsatz. \n\nNeue Rahmenbedingungen mit Auswirkungen auf die Gasversorgung \n\nKlimaziele und Klimastrategien von Bund und Kanton \n\nDie Schweiz hat sich mit der Unterzeichnung des Pariser Klimaübereinkommens verpflichtet, bis 2030 \nihren Treibhausgasausstoss gegenüber dem Stand von 1990 zu halbieren. Bis 2050 soll die Schweiz ge-\nmäss dem Beschluss des Bundesrats vom Sommer 2019 klimaneutral sein – also nicht mehr Treibhaus-\ngase ausstossen, als natürliche und technische Speicher aufnehmen können (Netto-Null-Emissionen). \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 5 von 10 \n\nAuch der Regierungsrat des Kantons Zürich hat 2020 beschlossen, die Treibhausgasemissionen mög-\nlichst rasch, aber spätestens bis 2050 auf netto null zu senken. Die entsprechende langfristige Klimast-\nrategie und ein Vorgehen zur Dekarbonisierung sollen im 1. Halbjahr 2021 vorliegen. \n\nMit der im Januar 2021 veröffentlichten langfristigen Klimastrategie der Schweiz zeigt der Bundesrat \nauf, wie das Ziel Netto-Null CO2-Emissionen erreicht werden soll. U. a. wird der Gebäudepark bis 2050 \nkeine Treibhausgasemissionen mehr verursachen dürfen. Dies bedeutet, dass bis spätestens in 30 Jah-\nren für die Wärmeversorgung der Gebäude keine fossilen Brennstoffe (Erdgas und Erdöl) mehr einge-\nsetzt werden dürfen. Möglich werden soll dies durch die Bereitstellung der Gebäudewärme mit erneu-\nerbaren Energien bei Neubauten, die energetische Sanierung des bestehenden Gebäudeparks inkl. Er-\nsatz von fossil betriebenen Wärmeversorgungen in bestehenden Bauten mit erneuerbaren Alternati-\nven. Die Ziele werden einerseits mit einer Verschärfung der gesetzlichen Grundlagen (CO2-Gesetz, eid-\ngenössisches und kantonales Energiegesetz) und andererseits mit Fördermassnahmen erreicht. \n\nZiele und Rahmenbedingungen in Wetzikon \n\nAm 9. Februar 2020 stimmten die Wetziker Stimmberechtigten dem Rahmenkredit für das neue För-\nderprogramm 2020 bis 2024 zu, mit welchem energetische Gebäudesanierungen, der Umstieg von fos-\nsiler auf erneuerbare Wärmeversorgung und die Produktion von Solarstrom gefördert wird. Mit den \nFörderbeiträgen bestehen für Gebäudeeigentümerinnen und -eigentümer sehr attraktive Anreize für \nenergetische Gebäudesanierungen und den Umstieg zu einer Wärmeversorgung aus erneuerbaren \nQuellen. Kombiniert mit den Förderbeiträgen des Kantons sind die Massnahmen über die Lebensdauer \nder Investitionen in den allermeisten Fällen wirtschaftlich. Dies wird den Umstieg von Erdgas und Öl \nauf erneuerbare Energien wie beabsichtigt beschleunigen und führt in der Konsequenz dazu, dass die \nKundschaft der Gasversorgung laufend ausgedünnt wird. \n\nAm 29. November 2020 stimmten die Stimmberechtigten dem Gegenvorschlag zur Fernwärmeinitiative \nzu, mit welchem der Stadtrat beauftragt wird, einen Umsetzungsvorschlag für eine Wärme- und Kälte-\nversorgung der Stadt Wetzikon zu erarbeiten. Der Vorschlag soll möglichst auf Fernwärme des Zweck-\nverbands Kehrichtverwertung Zürcher Oberland (KEZO) und der Abwasserreinigungsanlage (ARA) ba-\nsieren und weitere erneuerbare und alternative Energiequellen berücksichtigen. Mit dem Umsetzungs-\nvorschlag sind demzufolge Szenarien zu erarbeiten, welche mittel- und längerfristig die Möglichkeiten \neiner Wärmeversorgung ohne fossile Gasversorgung aufzeigen. \n\nAuswirkungen der zukünftigen Rahmenbedingungen auf die Gasversorgung \n\nDie Ziele und Stossrichtungen auf allen staatlichen Ebenen sind dahingehend ausgelegt, dass die Wär-\nmeversorgung in Zukunft ohne fossile Brennstoffe erfolgen wird. Das Bundesamt für Energie (BFE) hat \nin einem Grundsatzpapier vom Oktober 2019 die künftige Rolle der Gasnetze aus Sicht des Bundes zu-\nsammengefasst. Gas wird zwar kurz- und mittelfristig ein wichtiger Energieträger bleiben. Längerfristig \nmuss jedoch der Gasverbrauch aufgrund der Klimaziele deutlich sinken und mit erneuerbaren Gasen \n(Biogas und synthetische Gase) gedeckt werden. Das inländische Potential für die Erzeugung von Bio-\ngas ist jedoch beschränkt (max. 10 – 15 % des heutigen Gasbedarfs). Dies gilt auch für die syntheti-\nschen erneuerbaren Gase (max. 5 – 15% des heutigen Gasbedarfs), deren Produktion zudem noch län-\ngere Zeit beschränkt ist, weil kaum erneuerbarer Überschussstrom zur Verfügung steht und die wegen \nder grosse Umwandlungsverluste auf absehbare Zeit noch sehr teuer ist. Die beschränkte Menge an \nBiogas und synthetischen Gasen soll deshalb in Zukunft nicht für die Wärmeversorgung von Gebäuden, \nsondern für andere Anwendungen wie Prozessenergie in der Industrie, als Treibstoffe im Schwer- und \nLangstreckenverkehr und für die Spitzenlastabdeckung in Wärmenetzen zur Verfügung stehen. Niedrig-\n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 6 von 10 \n\ntemperaturwärme für die Gebäudeheizung soll hingegen aus erneuerbaren Energien (Wärmepumpen \nund Fernwärme) gewährleistet werden. Die entsprechenden Technologien stehen bereits zur Verfü-\ngung. \n\nDies bedeutet für die Gasversorgungen in den Städten und Gemeinden, dass sie sich bis in spätestens \n30 Jahren ganz neu ausrichten müssen. Die Geschäftstätigkeit wird nicht mehr die Wärmeversorgung \nvon Gebäuden mit Erd- und Biogas umfassen, sondern die Lieferung von erneuerbaren Gasen für die \nSpitzenlastabdeckung von Wärmeverbünden und von Prozessenergie für die Industrie. Das künftige \nGasnetz muss sich rechtzeitig auf diese Herausforderungen ausrichten und in seiner räumlichen Aus-\ndehnung angepasst werden (so genannte Zielnetzplanung). \n\nTransformation der Gasversorgung \n\nIn den Erwägungen zum Antrag auf Entgegennahme der Motion als Postulat führten der Stadtrat und \ndie frühere Energiekommission aus, dass aufgrund der veränderten Rahmenbedingungen Überlegun-\ngen zu einer Transformation der heutigen, mehrheitlich auf fossilem Erdgas beruhenden Gasversor-\ngung zu einer erneuerbaren Wärmeversorgung dringend sind. Die neuen gesetzlichen Vorgaben zur er-\nneuerbaren Wärmeversorgung und die Fördermittel für den Umstieg führen in den nächsten Jahren zu \neiner laufenden Ausdünnung der belieferten Gaskundinnen und -kunden. Die Amortisations-, Unter-\nhalts- und Betriebskosten der Gasversorgung müssen ohne Anpassungen im Gasnetz auf immer weni-\nger Kundinnen/Kunden verteilt werden und führen zusammen mit den steigenden CO2-Abgaben zu ei-\nner laufenden Verteuerung des Heizens mit Gas im Vergleich zu erneuerbaren Konkurrenztechnologien \nund damit zu einer zusätzlichen Abwanderung der Kundschaft. Angesichts der Tatsache, dass die tech-\nnische Lebensdauer von Gasleitungen 60 bis 80 Jahre beträgt, besteht Handlungsbedarf für die Wetzi-\nker Gasversorgung, um sich den neuen Herausforderungen zu stellen und sich rechtzeitig entsprechend \nvorzubereiten. Insbesondere gilt es, durch eine angepasste Planung nicht mehr amortisierbare, soge-\nnannte gestrandete Investitionen beim Netz und den technischen Installationen zu vermeiden oder zu \nmindestens zu reduzieren. \n\nAusgangslage \n\nDie Stadt Wetzikon verfügt über ein flächendeckend ausgebautes und eher junges Gasnetz.  \n\n \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 7 von 10 \n\n2019 wurde die Mehrheit aller Gebäude mit Erdgas beheizt (61% des Wärmebedarfs). Der jährliche Ab-\nsatz beläuft sich auf ca. 130 GWh. Gas wird in Wetzikon fast ausschliesslich für Raumwärme und \nWarmwasser eingesetzt, also in dem Bereich, in dem der Bund langfristig keine Rolle mehr für Gas \nsieht. \n\nIn den letzten 15 Jahren betrug der Anschaffungswert neuer Gas-Infrastrukturen durchschnittlich \nknapp 700'000 Franken pro Jahr. Der Restwert der heute vorhandenen Gas-Infrastruktur beläuft sich \nderzeit auf knapp 14 Mio. Franken. Dieser Restwert nimmt jährlich ab und wird 2050 bei noch etwa \n2 Mio. Franken liegen. Zukünftige Instandstellungen an der Infrastruktur führen jeweils zu einer Erhö-\nhung des Restwerts. \n\n \n\nDie Gasheizungen in Wetzikon sind derzeit durchschnittlich 12 Jahren alt. Der Restwert aller heute in-\nstallierten Gasheizungen der Stadt Wetzikon beträgt knapp 24 Mio. Franken und ist bis 2037 vollstän-\ndig abgeschrieben. \n\n \n\nSeit 2017 ist im Standardgasmix der Stadtwerke ein Anteil Biogas enthalten. Dieser lag zuerst bei 5 % \nund beträgt seit 2021 35 %. Ein grosser Teil der Kundschaft nimmt keine Änderung am Standardmix \nvor. 5 % des in Wetzikon eingesetzten Biogases wird in der eigenen Biogasanlage erzeugt, die restli-\nchen 95 % stammen aus der europäischen Union über den Zukauf von entsprechenden Zertifikaten.  \n\nDer Wetziker Energieplan grenzt den Ausbau des Gasnetzes ein, indem die Erschliessung neuer Stras-\nsenzüge nur noch mit erneuerbarer Gasversorgung erlaubt ist und in Gestaltungsplangebieten und \nstadteigenen Gebäuden ein relevanter Anteil der Wärmeversorgung aus erneuerbaren Quellen stam-\nmen muss. \n\n  \n\n0\n\n2\n\n4\n\n6\n\n8\n\n10\n\n12\n\n14\n\n2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070\n\nin\n M\n\nio\n. \n\nF\nr.\n\nHochdrucknetz\n\nVerteilnetz\n\nMessapparate\n\nHausanschlüsse\n\n0\n\n5\n\n10\n\n15\n\n20\n\n25\n\nin\n M\n\nio\n. \n\nF\nr.\n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 8 von 10 \n\nMöglichkeiten für die Transformation der Gasversorgung \n\nUnterstützt durch das Ingenieurbüro EBP Schweiz AG, Zollikon befassten sich die Umwelt- und die \nWerkkommission und anschliessend der Stadtrat intensiv mit möglichen Szenarien für die Wetziker \nGasversorgung. \n\nEs wurden verschiedenen Handlungsoptionen für die Gasnetzentwicklung auf ihre Eignung in vier ver-\nschiedenen möglichen Entwicklungsszenarien in den nächsten 30 Jahren geprüft: \n\nNetzentwicklung \n\nReferenzszenario \n\n(weiter wie bisher) \n\nStärkere  \n\nLiberalisierung \n\nVerstärkte  \n\nEnergie- und \n\nKlimapolitik \n\nKombiniertes  \n\nSzenario \n\n(Liberalisierung \n\nund Klimapolitik) \n\nvollständiger Erhalt () ()   \n\nvollständiger Erhalt mit \n\n100% erneuerbarem Gas \n  () () \n\nAusbau     \n\nrasche Stilllegung   () () \n\nmittelfristige Stilllegung () () () () \n\n«langfristige Stilllegung () () () () \n\ndifferenzierte Transforma-\n\ntion \n  () () \n\nEignung von strategischen Optionen für verschiedene Rahmenszenarien:  \n geeignet, () eher geeignet, () eher ungeeignet,  ungeeignet \n\nDie Handlungsoption "differenzierte Transformation" ist in allen möglichen Szenarien geeignet oder \neher geeignet, alle anderen Optionen sind nur für gewisse Szenarien (eher) geeignet, in anderen hinge-\ngen (eher) nicht. \n\nEine differenzierte Transformation der Gasversorgung geht von unterschiedlichen Massnahmen je \nnach Netzgebiet aus. Dazu gehören Stilllegungen in Gebieten mit starkem Absatzrückgang und hohem \nErneuerungsbedarf, aber auch der Erhalt eines Basisnetzes, das langfristig (erneuerbares) Gas zu An-\nwendungen wie die Spitzenlastdeckung/Redundanz von Wärmenetzen oder den Betrieb von Wärme-\nKraft-Kopplungsanlagen transportieren kann. Differenzierte Stilllegungen tragen dazu bei, den Anstieg \nder Netznutzungskosten für die übrige Kundschaft zu dämpfen und das übrigbleibende Basisnetz lang-\nfristig rentabel betreiben zu können. Eine differenzierte Transformation kann angepasst an die sich \nwandelnden Rahmenbedingungen umgesetzt werden und erlaubt beispielsweise eine gute Abstim-\nmung der Entwicklung des Gasnetzes mit dem Bau von Fernwärmenetzen. Mit der stadteigenen Bio-\ngasanlage wird zudem bereits eigenes Biogas produziert, das für die längerfristig noch zu versorgenden \nAnwendungen zur Verfügung steht. Eine differenzierte Transformation bedeutet jedoch gegenüber der \nvollständigen Stilllegung oder einem unveränderten Erhalt einen grösseren Aufwand sowohl für die Er-\narbeitung der Grundlagen, die Planung, die politische Abstimmung und die Kommunikation gegenüber \nden Kundinnen bzw. Kunden.  \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 9 von 10 \n\nMit dem an der Urne befürworteten Gegenvorschlag zur Fernwärme-Initiative wurde der Stadtrat von \nden Stimmberechtigten beauftragt, eine Vorschlag für die zukünftige Wärme- und Kälteversorgung der \nStadt vorzulegen, welcher einerseits auf leitungsgebundener, erneuerbarer Wärme (aus KEZO und  \nARA) und auf weiteren erneuerbaren Energiequellen beruht. Für die leitungsgebundene Versorgung \nmit erneuerbarer Wärme ist zwingend eine enge Abstimmung mit dem heutigen Gasnetz und eine \nsorgfältige Transformationsplanung notwendig, da die heutige dichte Gasversorgung überall direkt \nkonkurrenziert wird. Für eine erfolgreiche Fernwärmeversorgung sind bereits heute Massnahmen zur \nSicherung der zukünftigen Anschlussdichte notwendig (z.  B. über Quartierwärmeverbünde zur Ver-\nmeidung der Ausdünnung durch den Umstieg auf Wärmepumpen). Dabei ist sicherzustellen, dass die \nGasversorgung auch in der langen Übergangsphase so wirtschaftlich wie möglich betrieben werden \nkann. In den wenig dicht bebauten und damit für eine Fernwärmeversorgung nicht gut geeigneten Ge-\nbieten ist eine frühzeitige Ausstiegsplanung notwendig zur Vermeidung von Ersatzinvestitionen, wel-\nche sich aufgrund des laufenden Umstiegs auf Wärmepumpen nicht mehr amortisieren lassen. Beide \nAspekte sprechen für eine differenzierte Transformation in den nächsten Jahrzehnten und eine ange-\npasste Zielnetzplanung der Gasversorgung. Diese Planungen sind im Rahmen des Umsetzungsvor-\nschlags des Gegenvorschlags zur Fernwärmeinitiative vorzunehmen. \n\nFazit \n\nMit der Überweisung des Postulats "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" zur Berichterstattung und \nAntragstellung hat der Stadtrat zu prüfen, ob ein weiterer Ausbau des Wetziker Gasnetzes gestoppt \nund keine neuen Gasanschlüsse mehr erstellt werden sollen und welche Massnahmen oder Beschlüsse \nallenfalls zu diesem Zweck zu ergreifen sind. \n\nEin Verbot von neuen Anschlüssen an die Gasversorgung aus Gründen des Klimaschutzes ist nicht ziel-\nführend, weil dies eine geordnete Transformation zu einer erneuerbaren, leitungsgebundenen Wär-\nmeversorgung sogar gefährden könnte. Erneuerbares Gas wird einen wichtigen Beitrag zur Reduktion \nder CO2-Emissionen der Wärme leisten, u. a. als Übergangslösung bis zum Anschluss an ein Wärme-\nnetz. Dies wird partiell auch zusätzliche Gasanschlüsse (für erneuerbare Gase) notwendig machen. \n\nDer Stadtrat hat mit SRB 2021/45 den Projektauftrag für die Ausarbeitung des Umsetzungsvorschlags \nzur Fernwärmeinitiative beschlossen. Mit dem Teilprojekt "Transformation der Wärmeversorgung" sol-\nlen gemäss dem Vorgehen einer differenzierten Transformation Grundlagen für die Transformation der \nWärmeversorgung bis 2050 zu einer vollständig erneuerbaren Wärme- und Kälteversorgung mit Ziel-\nnetzplanung, Vorgehensplan je Quartier, notwendigen Rechtssetzungsanpassungen und weiteren un-\nterstützenden Massnahmen erarbeitet werden. Der Vermeidung von gestrandeten Investitionen bei \nder Gasversorgung der Stadtwerke und bei Privaten wird mit Hilfe von langfristiger Planung und früh-\nzeitiger Kommunikation das notwendige grosse Gewicht beigemessen. \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 19. Mai 2021 Seite 10 von 10 \n\nAkten \n\n– 19.04.08 Motion Schlatter "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" \n– SRB 2020/10 - Motion "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes", Antrag zur Umwandlung in ein Postu-\n\nlat und Entgegennahme (Parlamentsgeschäft 19.04.08) \n– Grosser Gemeinderat, Motion kein weiterer Ausbau Gasnetz, Überweisung als Postulat (Tr. 5), \n\n2020-03-19 \n– Künftige Rolle von Gas in der Schweiz, Bundesamt für Energie, 2019 \n– Fachbericht Zukunft Gasinfrastruktur, Metropolitankonferenz, 2019 \n– Zukunft Gasinfrastruktur, Ratgeber für Gemeinden, Metropolitankonferenz, 2020 \n– Transformation Gasversorgung, Bericht ebp, 2021-03-09 \n– SRB 2021/45 - Umsetzungsvorschlag Fernwärme, Festsetzung Projektorganisation \n– UKB 2021/6 - Postulat "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes", Bericht und Antrag (Parlamentsge-\n\nschäft 19.04.08) \n– WKB 2021/7 - Mitbericht zum Antrag und Bericht der Umweltkommission zum Postulat - Kein wei-\n\nterer Ausbau des Gasnetzes \n\n \n\n \nFür richtigen Protokollauszug: \n \n \n \nStadtrat Wetzikon \nMartina Buri, Stadtschreiberin \n \n \n\n\n\nFrakt!on aw-g!p ا F!na Fr!tzsche ا Ettenbohstrasse 24, 8623 Wetzاkon ا bna.fr!tzsche@par!ament-wetzlkon.ch\n\nGrosser Geme!nderat\n\nPräs!dent Stefan Kaufmann\n\nBahnhofstr. 167\n\n8622Wetz؛kon\n\nWetzlkon, 17. November 2٥19\n\nMotìon «Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes))\n\nAusgangs!age\n\nD!e Schwe!z hat sich mit der Radfizierung des Pariser Klimaabkommens verpflichtet, ihre C02-\nEmmissionen deutlich zu senken. Die wissenschaftlichen Erkenntnisse zeigen laufend, dass die\nSenkung des C٥2-Ausstosses deutlich beschleunigt werden muss, um die Erderwärmung nicht\nnoch weiter zu beschleunigen.\n\nIm Bereich Gebäudewärme, der in der Schweiz für ca. 26% des C02-Ausstosses verantwortlich ist,\nstehen heute verschiedene Heizsysteme zur Verfügung, welche C02-neutral sind (Wärmepumpen\nmit Erdsonden oder luft./Wasserpumpen, Solarthermie, Holzheizungen etc.).\n\nUnter diesen Voraussetzungen ist jeder Ausbau des Gasnetzes in Wetzikon kontraprodukdv.\n\nAuftrag\n\nDer Stadtrat wird beauftragt, dem Parlament einen Gemeindeerlass  vorzulegen, der den weiteren\nAusbau des Wetziker Gasnetzes untersagt. Eventualiter - sofern die neue Gemeindeordnung\nbereits in Kraft ist - wird er beauftragt, dem Parlament die Eigentümerstrategie der Stadtwerke mit\nder gleichlautenden Anpassung vorzulegen.\n\nDer Unterhalt für einen sicheren Betrieb des Gasnetzes inkl. Ersatz von bestehenden\nNetzelementen ist von diesem Vorstoss nicht betroffen. Es dürfen aber keine neuen Möglichkeiten\n\nfür Gasanschlüsse geschaffen werden, sofern sie heute nicht bereits bestehen.\n\nWir bedanken uns für die Bearbeitung und die Entgegennahme der Modon.\n\n25. November 2019\n\nMotion\n\n19.04.08\n\nWETZ-US0380\nVorstoss\n\n\n\np\nFraktion aw-gاp ا !!na Fritzsche ا Ettenbohstrasse 24, 8623 Wetzikon ا tina.fritzsche@parlament-wetzìkon.ch\n\nM!tfreund!!chen GrUssen\n\nậ '//Шь!\n\nBigi 0br!st\nM!tunterze!chner!n\n\nT!na F٢!tzsche\n\nM!tunterze!chnerln\n\nEsther Schatter\n\nErstunterze!chnende ًا\nل\n\nđẨzã.،\n\nPatdckRUefe،\nMitunterzeichner Mitunterzeichnerin\n\nnMi^terzeichne؛ ،'>/·)،'//?алЬй ¿Ъ١чио ؛\n\n-\n\nMitunterzeichnerin\n\npomiๆ'Iritunterzeichn٥r^iاة اصا\nMitunterzeichnerin\n\nAấ\\J\\Ịf٠\\\n\nدلآ\nMitunterzeichnerinMitunterzeichnerinMitunterzeichnerin\n\nMitunterzeichnerinMitunterzeichnerinMitunterzeichnerin\n\nMitunterzeichnerinMitunterzeichnerinMitunterzeichnerin\n\n\n\nStadtrat\n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 22. Januar 2020 Seite 1 von 6\n\nAuszug aus dem Protokoll Sitzung vom 22. Januar 2020 \n\n2020/10 0.04.05.04 Motion\nMotion "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes", Antrag zur Umwandlung in ein \nPostulat und Entgegennahme (Parlamentsgeschäft 19.04.08)\n\nBeschluss Stadtrat \n\n1. Der Stadtrat empfiehlt die Annahme des Antrags der Energiekommission für die Umwandlung \nder Motion "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" in ein Postulat.\n\n2. Öffentlichkeit des Beschlusses:\n– Der Beschluss ist per sofort öffentlich.\n\n3. Mitteilung durch Sekretariat an:\n– Parlamentsdienste (als Mitteilung mit Erklärung und Stellungnahme)\n– Energiekommission\n– Geschäftsbereich Alter, Soziales + Umwelt\n\nErwägungen\n\nDas Ressort Tiefbau + Energie unterbreitet dem Stadtrat den Antrag der Energiekommission zur Moti-\non "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes, Umwandlung in ein Postulat und Entgegennahme" vom \n13. Januar 2020 zur Weiterleitung und Beschlussfassung an das Parlament.\n\nDie Energiekommission besitzt als eigenständige Kommission ein Antragsrecht gegenüber dem Parla-\nment. Sie kann dieses aber nicht direkt, sondern nur durch Vermittlung durch den Stadtrat ausüben. \nAnträge von eigenständigen Kommissionen gehen gemäss § 51 Abs. 4 des Gemeindegesetzes (GG, LS \n131.1) an den Stadtrat, der sie mit seiner Abstimmungsempfehlung dem Parlament weiterleitet. Dieser \nkann die Annahme, Ablehnung, Verschiebung oder Änderung empfehlen.\n\n\n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 22. Januar 2020 Seite 2 von 6\n\nMitteilung an das Parlament Parlamentsgeschäft 19.04.08\n\nErklärung\n\nDie Energiekommission beantragt dem Parlament, die Motion "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" in \nein Postulat umzuwandeln. Im Falle der Ablehnung des Umwandlungsantrags empfiehlt sie, die Motion \nnicht zu überweisen.\n(Zuständig im Stadtrat Pascal Bassu, Ressort Tiefbau + Energie)\n\nStellungnahme\n\nAusgangslage\n\nDie nachfolgende Motion von Esther Schlatter (GLP) und neun Mitunterzeichnenden ist an der Parla-\nmentssitzung des Parlaments vom 9. Dezember 2019 begründet worden.\n\nKein weiterer Ausbau des Gasnetzes\n\nAusgangslage\n\nDie Schweiz hat sic mit der Ratifizierung des Pariser Klimaabkommens verpflichtet, ihre CO2-Emissionen deutlich \nzu senken. Die wissenschaftlichen Erkenntnisse zeigen laufend, dass die Senkung des CO2-Ausstosses deutlich be-\nschleunigt werden muss, um die Erderwärmung nicht noch weiter zu beschleunigen.\n\nIm Bereich Gebäudewärme, der in der Schweiz für ca. 26 % des CO2-Ausstosses verantwortlich ist, stehen heute \nverschiedene Heizsysteme zur Verfügung, welche CO2-neutral sind (Wärmepumpen mit Erdsonden oder Luft-/ \nWasserpumpen, Solarthermie, Holzheizungen etc.).\n\nUnter diesen Voraussetzungen ist jeder Ausbau des Gasnetzes in Wetzikon kontraproduktiv.\n\nAuftrag\n\nDer Stadtrat wird beauftragt, dem Parlament einen Gemeindeerlass vorzulegen der den weiteren Ausbau des \nWetziker Gasnetzes untersagt. Eventualiter – sofern die neue Gemeindeordnung bereits in Kraft ist – wird er be-\nauftragt, dem Parlament die Eigentümerstrategie der Stadtwerke mit der gleichlautenden Anpassung vorzulegen. \n\nDer Unterhalt für einen sicheren Betrieb des Gasnetzes inkl. Ersatz von bestehenden Netzelementen ist von diesem \nVorstoss nicht betroffen. Es dürfen aber keine neuen Möglichkeiten für Gasanschlüsse geschaffen werden, sofern \nsie heute nicht bereits bestehen.\n\nWir bedanken uns für die Bearbeitung und die Entgegennahme der Motion.\n\n\n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 22. Januar 2020 Seite 3 von 6\n\nFormelles\n\nDie Motion ist gemäss Art. 41 der Geschäftsordnung des Parlaments (GeschO Parlament) ein "selbstän-\ndiger Antrag, welcher den Stadtrat verpflichtet, den Entwurf für den Erlass, die Änderung oder die Auf-\nhebung eines Beschlusses vorzulegen, der in die Kompetenz der Gemeinde oder des Gemeinderates \nfällt". Nach Art. 42 Abs. 2 GeschO Parlament teilt der Stadtrat innert zwei Monaten mit, ob er bereit ist, \ndie Motion entgegenzunehmen. Einen Ablehnungsantrag oder ein Antrag auf Umwandlung in ein Pos-\ntulat hat er schriftlich zu begründen. Mit dem vorliegenden Beschluss ist diese Frist gewahrt.\n\nGrundlagen\n\nVorgaben und Massnahmen des Bundes\n\nDie Schweiz hat sich mit der Unterzeichnung des Pariser Klimaübereinkommens verpflichtet, bis 2030 \nihren Treibhausgasausstoss gegenüber dem Stand von 1990 zu halbieren und bis 2050 um 70 – 85 % zu \nverringern. Im Sommer 2019 hat der Bundesrat in Würdigung der alarmierenden Erkenntnisse des \nWeltklimarates von 2018 entschieden, die CO2-Emissionen schneller zu senken. Die Schweiz soll dem-\nzufolge bis 2050 klimaneutral sein soll, also nicht mehr Treibhausgase ausstossen, als natürliche und \ntechnische Speicher aufnehmen können (Netto-Null-Emissionen).\n\nDies bedeutet für den Gebäudebereich, dass bis in 30 Jahren die Wärmebereitstellung in den Gebäu-\nden ohne fossile Energieträger gewährleistet werden muss. Möglich werden soll dies durch die energe-\ntische Sanierung des bestehenden Gebäudeparks, restriktive Vorgaben für den Wärmeenergiever-\nbrauch von Neubauten und den Ersatz der fossilen Brennstoffe Öl und Erdgas durch erneuerbare Alter-\nnativen.\n\nMassnahmen zur Zielerreichung auf verschiedenen Stufen\n\nMit der laufenden Revision des CO2-Gesetzes auf Bundesebene sollen die Grundlagen für die Zielerrei-\nchung 2030 (Reduktion des CO2-Ausstosses um 50 % gegenüber 1990) gelegt werden. Im revidierten \nGesetz sind für den Gebäudebereich verschiedene Massnahmen vorgesehen wie beispielsweise\n– eine Erhöhung der CO2-Abgabe auf fossilen Brennstoffen (Öl, Gas, Kohle) bis max. 210 Franken pro \n\nTonne CO2 (derzeit 96 Franken pro Tonne),\n– eine Weiterführung des Gebäudeprogramms zur Förderung von energetischen Gebäudesanierun-\n\ngen und Investitionen in erneuerbare Energien,\n– eine Einführung von CO2-Grenzwerten für Gebäude.\n\nFür die Zielerreichung 2050 ist vorerst die Erarbeitung einer entsprechenden langfristigen Klimastrate-\ngie des Bundesrats vorgesehen. Deren Umsetzung soll in weiteren Revisionen des CO2-Gesetzes vorge-\nnommen werden.\n\nAuch der Regierungsrat des Kantons Zürich hat beschlossen, die klimaneutrale Wärmeversorgung von \nGebäuden zu fördern. Folgende Massnahmen sind dafür vorgesehen:\n– Im Dezember 2019 beantragte der Regierungsrat beim Kantonsrat einen Rahmenkredit zur Förde-\n\nrung von Energieeffizienz-Massnahmen und klimaneutraler Wärmeversorgung von Gebäuden für \ndie Jahre 2020 bis 2023. Im Vordergrund steht der Ersatz von Öl- und Gasheizungen durch eine kli-\nmafreundliche Wärmeversorgung.\n\n\n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 22. Januar 2020 Seite 4 von 6\n\n– Der Regierungsrat plant in Kürze, einen Antrag an den Kantonsrat zur Änderung des Energiegesetzes \nzur Implementierung der so genannten MuKEn (energetische Gebäudevorschriften). Diese zielen \nebenfalls auf Energieeffizienz und erneuerbare Energien beim Bau und Betrieb der Gebäude ab.\n\n– Bereits seit Ende 2018 ist der Massnahmenplan Klimawandel in Kraft, mit welchem ebenfalls eine \nMinderung des Energieverbrauchs und der Ersatz von fossilen durch erneuerbare Heizungen ange-\nstrebt werden. Der erwähnte beantragte Rahmenkredit zu deren Förderung wird die Zielerreichung \nunterstützen.\n\nIn der Stadt Wetzikon wird am 9. Februar 2020 an der Urne über den Rahmenkredit für das neue För-\nderprogramm 2020 bis 2024 abgestimmt, mit welchem energetische Gebäudesanierungen, der Um-\nstieg von fossiler auf erneuerbare Wärmeversorgung und die Produktion von Solarstrom gefördert \nwerden soll.\n\nMit den vorgesehenen und bereits in Umsetzung stehenden Massnahmen, insbesondere den Förder-\nbeiträgen, werden für Gebäudeeigentümerinnen und -eigentümer sehr attraktive Angebote zur Unter-\nstützung von energetischen Gebäudesanierungen und für den Umstieg der Wärmeversorgung aus er-\nneuerbaren Quellen bestehen, welche die Massnahmen deutlich verbilligen und diese für die Gebäude-\nbesitzerinnen und -besitzer wirtschaftlich machen. Zusätzlich werden im Anschluss an eine energeti-\nsche Sanierung die Betriebskosten sinken und die mit erneuerbaren Energien versorgten Gebäude wer-\nden nicht von den Steigerungen der CO2-Abgabe betroffen sein. Dank dieser Massnahmen wird der \nUmstieg auf erneuerbare Energien beschleunigt erfolgen.\n\nZukunft der Gasnetze aus Sicht des Bundes\n\nDas Bundesamt für Energie (BFE) hat kürzlich in einem Grundsatzpapier die künftige Rolle der Gasnetze \naus Sicht des Bundes zusammengefasst. Gas wird kurz- und mittelfristig ein wichtiger Energieträger \nbleiben. Längerfristig muss jedoch der Gasverbrauch aufgrund der Klimaziele deutlich sinken und mit \nerneuerbaren Gasen (Biogas und synthetische Gase) gedeckt werden. Das Potential für die Erzeugung \nvon Biogas ist jedoch beschränkt und die Produktion erneuerbarer Gase durch die hohen Umwand-\nlungsverluste sehr teuer. Die beschränkte Menge an Biogas und synthetischen Gasen soll deshalb in Zu-\nkunft nicht für die Wärmeversorgung von Gebäuden, sondern für andere Anwendungen wie Prozess-\nenergie in der Industrie, als Treibstoffe im Schwer- und Langstreckenverkehr und für die Spitzenlastab-\ndeckung in Wärmenetzen zur Verfügung stehen. Niedrigtemperaturwärme für die Gebäudeheizung soll \nhingegen aus erneuerbaren Energien gewährleistet werden. Diese Veränderungen im Gasabsatz be-\ndeuten für die Gasversorger, dass sie sich rechtzeitig auf Ausstiegsszenarien vorbereiten sollten.\n\nVorgaben Energieplan Wetzikon\n\nDer Energieplan ist auf die energiepolitischen Ziele 2025 ausgelegt. Diese sollen mit folgenden Kernele-\nmenten erreicht werden:\n– Substitution der Erdölheizungen bis ins Jahr 2050\n– Anforderungen an den Anteil von erneuerbaren Energien, insbesondere in den Gestaltungsplan-\n\npflichtgebieten und bei Liegenschaften im Eigentum der Stadt Wetzikon\n– Nutzung der ARA-Abwärme\n– Neuausrichtung der Wärmeerzeugung in den Einfamilienhausgebieten auf Basis erneuerbarer Ener-\n\ngien\n\n\n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 22. Januar 2020 Seite 5 von 6\n\nIm Wetziker Energieplan ist ein Gebiet zur Nutzung der Abwärme der ARA ausgeschieden und für Ge-\nstaltungsplangebiete und Stadt eigene Gebäude werden Vorgaben gemacht zur Nutzung von erneuer-\nbarer Energien und zur Energieeffizienz der Gebäude. In den übrigen Gebieten ist die Nutzung von Gas \nmit folgenden Einschränkungen zulässig:\n\n– Längs der bestehenden Gasinfrastruktur bleibt eine Anschlussverdichtung von Gebäuden möglich. \nNeue Gasanschlüsse sind aber nur zulässig, wenn zugleich ein Anteil erneuerbare Energie genutzt \nwird.\n\n– Eine Erschliessung von neuen Strassenzügen ist nur dann zulässig, wenn die Versorgung ausschliess-\nlich mit erneuerbarem Gas erfolgt, erneuerbare Gase an den erneuerbaren Anteil der energetischen \nGebäudevorschriften gemäss § 10a des kantonalen Energiegesetzes anerkannt würden und die Er-\nschliessung wirtschaftlich ist.\n\n– Versorgungsdruck und sicherheitsrelevante Verbindungen gemäss Fachplanung sind zulässig.\n– Der Anteil von Biogas im Gasmix wird erhöht (mindestens 10 % bis 2025).\n\nEs ist zu beachten, dass die Vorgaben des Energieplans auf die energiepolitischen Ziele 2025 der Stadt \nausgelegt sind. Aufgrund der verschärften übergeordneten Ziele genügen diese inzwischen nicht mehr \nund der Energieplan müsste in den nächsten Jahren entsprechend angepasst werden.\n\nBeschlüsse der Energiekommission bezüglich Ausbau des Gasnetzes\n\nDie Energiekommission hat sich seit der Festsetzung des Energieplans im Juli 2018 bei Beschlüssen zum \nGasnetz an die obgenannten Vorgaben des Energieplans gehalten. Einen expliziten Beschluss zu einem \nVerzicht von Ausbauten gibt es hingegen nicht.\n\nErwägungen der Energiekommission\n\nDie Energiekommission ist der Meinung, dass die Gasversorgung in den nächsten Jahren weiterhin eine \nwichtige Rolle in der Wetziker Wärmeversorgung spielen wird. Allerdings kommen in naher Zukunft \ngrosse Herausforderungen auf die Gasversorgung zu. Aufgrund des beschlossenen Ziels der CO2-Neu-\ntralität der Schweiz bis 2050 und den darauf ausgerichteten Massnahmen wie Erhöhung der CO2-Abga-\nbe auf fossilen Brennstoffen, Fördermassnahmen für die energetische Sanierung von Gebäuden und \nden Umstieg von fossiler zu erneuerbarer Wärmeversorgung oder die Festlegung von Emissionsgrenz-\nwerten für Gebäude werden dazu führen, dass in den nächsten Jahren und Jahrzehnten die Gaspreise \nsteigen, die Gasanschlüsse ausgedünnt werden und der Absatz von Heizgas deutlich abnehmen wird. \nAuch die Substitution der Wärmeversorgung mit Öl durch eine solche mit Gas wird aufgrund der Preis-\nsignale und der einzuhaltenden Ziele für die Gebäude nicht mehr attraktiv sein. Damit müssen die Un-\nterhalts- und Betriebskosten auf immer weniger Kund/innen umgelegt werden, was zusätzlich zu höhe-\nren Preisen führen wird. Die Gasversorgung wird zukünftig weniger rentabel sein als heute. \n\nEine Möglichkeit, die Gasversorgung ökologischer zu machen, ist eine Versorgung mit Biogas oder mit \nerneuerbaren synthetischen Gasen. Allerdings ist es bei weitem nicht möglich, die heutige Menge an \nErdgas mit Biogas zu ersetzen. Das Biogaspotential in der Schweiz ist beschränkt (max. 10 – 15 % des \nheutigen Erdgasverbrauchs) und der Import von Biogas aus dem Ausland wird in Zukunft eher schwieri-\nger und teurer, denn es ist zu erwarten, dass die Länder der EU infolge des kürzlich beschlossenen \n"Green Deal" (Klimaneutralität bis 2050) ihre erneuerbaren Energien selber benötigen werden. Die oft \ngenannten synthetischen erneuerbaren Gase sind derzeit nicht vorhanden und werden auf absehbare \nZeit noch sehr teuer sein. Derzeit stehen in der Schweiz für deren Synthese auch keine genügend gros-\nsen Mengen an überschüssigem erneuerbarem Strom zur Verfügung. Es kann zudem davon ausgegan-\n\n\n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 22. Januar 2020 Seite 6 von 6\n\ngen werden, dass erneuerbare Gase mittel- und längerfristig für andere Anwendungen als für die Wär-\nmeerzeugung in Gebäuden benötigt werden, wo keine wirtschaftlichen Alternativen zur Verfügung ste-\nhen.\n\nDamit stellt sich heute nicht die Frage nach einem Stopp des Ausbaus des Wetziker Gasnetzes, sondern \nvielmehr nach der Planung eines kontrollierten Übergangs auf eine erneuerbare Wärmeversorgung zur \nVermeidung oder mindestens Verminderung von gestrandeten Investitionen. Die Motion ist zu wenig \numfassend und berücksichtigt die wesentlichen Fragen zur Zukunft der Gasversorgung nicht ausrei-\nchend. Sie ist deswegen abzulehnen.\n\nDie Energiekommission ist jedoch der Ansicht, dass Fragen zur zukünftigen Entwicklung der Wetziker \nGasversorgung sehr wichtig sind und intensiv weiter bearbeitet werden sollen. Durch eine Umwand-\nlung in ein Postulat könnte dem Parlament aufgezeigt werden, wie eine sorgfältige Transformationspla-\nnung an die Hand genommen werden soll. Weiter könnte aufgezeigt werden, welche Rolle so genannte \nÜbergangstechnologien (wie beispielsweise der Einsatz von Blockheizkraftwerken oder die Spitzen-\nlastabdeckung bei erneuerbaren Wärmeverbunden) spielen können und sollen und welches Potential \nan erneuerbaren Gasen in Wetzikon besteht und wie diese eingesetzt werden sollen.\n\nFür richtigen Protokollauszug:\n\nStadtrat Wetzikon\nMartina Buri, Stv. Stadtschreiberin\n\n\n\nGrosser Gemeinderat\n \n\nBeschlussprotokoll des Grossen Gemeinderats vom 9. März 2020 1 von 3\n\nBeschlussprotokoll der 55. Sitzung des Grossen Gemeinderats\nvom 9. März 2020, 19.00 – 21.10 Uhr\nim Saal des Stadthauses Wetzikon\n\nVorsitz Stefan Kaufmann, Präsident\n\nAnwesend 35 Mitglieder des Grossen Gemeinderats\nStadtpräsident\n6 Mitglieder des Stadtrats\nStadtschreiberin\n\nProtokoll Franziska Gross, Ratssekretärin\n\nDie Sitzungen werden zusätzlich durch Audioaufnahmen protokolliert. Die Audioprotokolle und die Sit-\nzungsunterlagen sind auf der Website des Grossen Gemeinderats verfügbar. \n\nTraktanden\n\n1. Mitteilung des Präsidenten\n2. Genehmigung der Traktandenliste\n2.1 Fraktionserklärungen\n3. 19.02.04 Interpellation Benjamin Walder (GP): "Defibrillatoren"\n4. 19.02.05 Interpellation Timotheus Bruderer (SVP): "Aufhebung der Sek C in Wetzikon"\n5. 19.04.08 Motion Esther Schlatter (GLP): "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes"\n6. 19.06.26 Kreditabrechnung Ersatz und Ausbau Infrastruktur Schulinformatik\n7. Fragestunde\n\nhttp://verbalix.wetzikon.ch/\nhttps://www.wetzikon.ch/politik/parlament/sitzungen/archiv-vergangener-sitzungen\n\n\nBeschlussprotokoll des Grossen Gemeinderats vom 9. März 2020 2 von 3\n\n1. Mitteilung des Präsidenten\n\nDem Grossen Gemeinderat wurden seit der letzten Parlamentssitzung folgende parlamentarische Ge-\nschäfte zugestellt:\n\n– 20.06.01 Kredit Ferienhaus Canetg, Sanierung Dach und Sanitäranlagen\n– 20.06.02 Einführung flächendeckende Parkraumbewirtschaftung\n\nDas Geschäft 20.06.01 "Kredit Ferienhaus, Canetg, Sanierung Dach und Sanitäranlagen" wird durch die \nRechnungsprüfungskommission vorberaten und das Geschäft 20.06.02 "Einführung flächendeckende \nParkraumbewirtschaftung" durch die Fachkommission II.\n\nSeit der letzten Parlamentssitzung wurden folgende schriftliche Anfragen eingereicht:\n\n– Schriftliche Anfrage Martin Altwegg (SP): Wohn- und Geschäftshaus Schlossbach / Bahnhof-\nstr. 102/104\n\n– Schriftliche Anfrage Zeno Schärer (SVP): "Park- und Ride"-Angebot und städtische Parkraumplanung\n\nDer Vorstoss ist auf der Website aufgeschaltet; der Stadtrat erteilt innert drei Monaten eine schriftliche \nAntwort. \n\nSeit der letzten Parlamentssitzung wurde folgende schriftlichen Anfragen beantwortet: \n\n– Schriftliche Anfrage Barbara Spiess (SP): "Ungültig eingelegte Wahlzettel"\n\n2. Genehmigung der Traktandenliste\n\nDer Grosse Gemeinderat genehmigt die Traktandenliste. \n\n2.1 Fraktionserklärungen\n\nFraktionserklärung von Sandra Elliscasis-Fasani (FDP) für die FDP-Fraktion zum Baustellenmanagement \nan der Zürcher-/Weststrasse.\n\nFraktionserklärung von Bigi Obrist (AW) für die AW/GLP-Fraktion zu Sozialismus, Kapitalismus und dem \nUmgang mit Minderheiten.\n\n3. 19.02.04 Interpellation Benjamin Walder (GP): "Defibrillatoren"\n\nBeantwortung durch den Stadtrat.\n\n4. 19.02.05 Interpellation Timotheus Bruderer (SVP): "Aufhebung der Sek C in Wetzikon"\n\nDer Grosse Gemeinderat stimmt dem Antrag von Timotheus Bruderer (SVP) auf vollständige Beantwor-\ntung gemäss Art. 47 Abs. 3 Geschäftsordnung zu.\n\n5. 19.04.08 Motion Esther Schlatter (GLP): "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes"\n\nDie Motionärin stimmt der Umwandlung der Motion in ein Postulat zu. Der Grosse Gemeinderat über-\nweist das Postulat mit 18:16 Stimmen bei einer Enthaltung. \n\n\n\nBeschlussprotokoll des Grossen Gemeinderats vom 9. März 2020 3 von 3\n\n6. 19.06.26 Kreditabrechnung Ersatz und Ausbau Infrastruktur Schulinformatik\n\nDer Grosse Gemeinderat genehmigt gemäss Antrag der Rechnungsprüfungskommission einstimmig die \nKreditabrechnung "Ersatz und Ausbau Infrastruktur Schulinformatik Primarschule" mit Gesamtkosten \nvon 1'461'738 Franken, resp. einem Minderbetrag von 220'956 Franken.\n\n7. Fragestunde\n\nDie Fragestunde wird gemäss Art. 53 f. der Geschäftsordnung des Grossen Gemeinderats durchgeführt. \nDie Antworten des Stadtrats sind im Audioprotokoll zur Parlamentssitzung abrufbar.\n\nGrosser Gemeinderat\n\nStefan Kaufmann\nPräsident\n\nFranziska Gross\nRatssekretärin\n\n\n\n \n \n\nEidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und  \nKommunikation UVEK \nBundesamt für Energie \n\n \n\n1 \n \n\nOktober 2019 \n\nKünftige Rolle von Gas und Gasinfrastruktur in der Energie-\nversorgung der Schweiz  \n \n \nWelche Rolle werden Gas (Erdgas, Biogas, synthetisches Gas) und die Gasinfrastruktur in der Energie-\nversorgung der Schweiz künftig spielen? Das vorliegende Dokument präsentiert die Einschätzungen des \nBundesamts für Energie (BFE). \n\nÜberblick \n \n\n1. Erdgas ist ein bedeutender Energieträger im Energiemix der Schweiz – längerfristig muss der \nVerbrauch mit Blick auf die Klimaziele gesenkt werden. ........................................................................ 2 \n\n2. Biogas ist ein wertvoller, polyvalent und flexibel einsetzbarer Energieträger. ............................... 2 \n\n3. Biogas ist nur in begrenzten Mengen verfügbar. ............................................................................ 3 \n\n4. Biogasimporte als solche sollen künftig mittels Herkunftsnachweisen ermöglicht und im \nTreibhausgasinventar erfasst werden. .................................................................................................... 3 \n\n5. Über die gesamte Wertschöpfungskette betrachtet verursacht Biogas weniger \nTreibhausgasemissionen als Erdgas. ..................................................................................................... 4 \n\n6. In der Schweiz wird die Biogasproduktion durch verschiedene Massnahmen gefördert. .............. 5 \n\n7. Die Produktion von synthetischem erneuerbarem Gas ist energieintensiv und teuer. .................. 5 \n\n8. Erdgas und erneuerbare Gase sind effizient und zweckmässig einzusetzen. ............................... 6 \n\n9. Kurz- bis mittelfristig ist der Einsatz von Erdgas – unter Beimischung von Biogas – im \nGebäudebereich sinnvoll. Langfristig jedoch nicht. ................................................................................ 6 \n\n10. Das erneuerbare Wärmepotenzial in der Schweiz ist gross und soll erschlossen werden. ....... 7 \n\n11. Bestehende Gasnetze leisten einen wichtigen Beitrag an eine sichere und zuverlässige \nEnergieversorgung der Schweiz. Investitionen in neue Gasnetze, die in Konkurrenz zu erneuerbaren \nWärmenetzen stehen, sind jedoch zu vermeiden. .................................................................................. 7 \n\n12. Durch eine sorgfältige räumliche Energieplanung wird die Wärmeversorgung eines Gebietes \nsinnvoll entwickelt. .................................................................................................................................. 7 \n\n13. Der Bundesrat plant ein Gasversorgungsgesetz, um mehr Rechtssicherheit im Gasmarkt zu \nschaffen. .................................................................................................................................................. 8 \n\n \n \n\n\n\n \n\n2 \n \n\n \n \nDefinitionen: \nBiogas Gas aus der Vergärung oder Vergasung von Biomasse \n\nErneuerbares  \nsynthetisches Gas \n\nGase wie Wasserstoff und Methan können synthetisch hergestellt werden. Mit \nerneuerbarem Strom und Wasser wird mittels Elektrolyse erneuerbarer Wasser-\nstoff produziert. Dieser kann direkt eingesetzt (Industrie, Mobilität) oder ins Gas-\nnetz eingespeist werden. Alternativ kann mit diesem Wasserstoff mithilfe von \nKohlendioxid (CO2) erneuerbares Methan hergestellt werden. Dieses kann ins \nNetz eingespeist oder direkt genutzt werden, z.B. über eine Tanksäule oder in \neiner Wärme-Kraft-Kopplungsanlage (WKK-Anlage). Spezialfall «direkte Metha-\nnisierung»: Bei der direkten Methanisierung wird anstelle von reinem Kohlendi-\noxid Rohgas aus einer Biogasanlage eingesetzt. Dieses Rohgas besteht aus \neiner Mischung von Methan und CO2. \n\nErneuerbares Gas Biogas und erneuerbare synthetische Gase gehören zur Kategorie erneuerba-\nrer Gase. \n\n \n1. Erdgas ist ein bedeutender Energieträger im Energiemix der Schweiz – längerfristig muss \n\nder Verbrauch mit Blick auf die Klimaziele gesenkt werden. \n\n2018 lag der Gasendverbrauch in der Schweiz bei rund 31 TWh. Dies entspricht einem Anteil von 13.5 \nProzent am gesamten Endenergieverbrauch. Dafür haben die Endverbraucher 2,66 Milliarden Franken \nausgegeben1. Die Gasnachfrage wurde zu 99% Prozent mit importiertem Erdgas und zu 1 Prozent mit \neingespeistem Biogas aus Schweizer Produktion gedeckt2. Die privaten Haushalte sind mit rund 41 Pro-\nzent am Endverbrauch die grössten Gaskonsumenten, gefolgt von der Industrie mit 35 Prozent, dem \nDienstleistungssektor mit 22 Prozent und dem Verkehrssektor mit einem Prozent (Rest: statistische Dif-\nferenz)3. Gas wird kurz- bis mittelfristig ein wichtiger Energieträger bleiben. Längerfristig muss die \nSchweiz ihre Energieversorgung jedoch dekarbonisieren, um ihre Klimaziele zu erreichen. Dazu muss \nder Erdgasverbrauch deutlich reduziert und die verbleibende Nachfrage soweit als möglich mit erneuer-\nbarem Gas gedeckt werden. Den Rahmen für die dafür notwendigen Massnahmen schafft das neue CO2-\nGesetz (s. auch Ziffer 6 und 9). \n\n2. Biogas ist ein wertvoller, polyvalent und flexibel einsetzbarer Energieträger. \n\nBiogas ist ein erneuerbarer und CO2-armer Energieträger. Seine grossen Stärken sind die Flexibilität bei \nder Bereitstellung von verschiedenen Energieformen (Strom, Wärme, Treibstoff) und die Synergien mit \nanderen Bereichen (z.B. Landwirtschaft, Abfallverwertung). Biogas kann so einen Beitrag zur Erreichung \nder energie- und klimapolitischen Ziele der Schweiz leisten. Die Produktion von Biogas hat in den letzten \nJahren stetig zugenommen. Das Potenzial der Biogasproduktion in der Schweiz bleibt jedoch beschränkt. \n\nIn der Schweiz wurden 2018 rund 1'456 GWh Biogas (Rohgas) produziert, je hälftig aus Klärgasanlagen \n(kommunale Abwasserreinigungsanlagen) und Biogasanlagen (Produktion aus kommunalen und indust-\nriellen Abfällen wie Grünabfällen und landwirtschaftlichen Anlagen)4. Biogas wird grösstenteils direkt vor \nOrt in einer Wärme-Kraft-Kopplungsanlage (WKK-Anlage) zu Strom und Wärme verwertet (2018: 352 \nGWh Strom, 474 GWh genutzte Wärme). In Biogas-Aufbereitungsanlagen wird aus Rohgas Biomethan \nproduziert und in das Erdgasnetz eingespeist (2018: 325 GWh). Dieses Biomethan wurde im Jahr 2017 \nzu 85 Prozent als Heizgas und zu 15 Prozent als Treibstoff verbraucht. Im Jahr 2017 wurden zudem 433 \nGWh Biomethan virtuell importiert5. Dazu muss der Schweizer Importeur den Nachweis des ökologischen \n\n                                                      \n1 Quelle: BFE, GEST 2018, 2019 \n2 Quelle: BFE, GEST 2018, 2019 \n3 Quelle: BFE, GEST 2018, 2019 \n4 Quelle: BFE, Erneuerbare Statistik 2018, 2019 \n5 Quelle: VSG, Jahresstatistik, 2018; die Zahlen sind für das Jahr 2017. Die Jahresstatistik für das Jahr 2018 wurde vom VSG noch nicht publiziert. \n\n\n\n \n\n3 \n \n\nMehrwerts6 des ausländischen Biogases erwerben. Dies trägt jedoch nicht zur Reduktion des Treibhaus-\ngasaustosses in der Schweiz bei (s. auch Ziffer 4). \n\n3. Biogas ist nur in begrenzten Mengen verfügbar. \n\nDas Potenzial der Biogasproduktion in der Schweiz ist beschränkt. Im Rahmen des Swiss Competence \nCenter for Bioenergy Research (SCCER biosweet) hat die Eidgenössische Forschungsanstalt für Wald, \nSchnee und Landschaft (WSL) eine Studie zu den Biomassepotenzialen der Schweiz für die energetische \nNutzung7 erstellt. Diese beziffert das nachhaltig nutzbare Biomethanpotenzial (theoretisches Potenzial, \nabzüglich ökologischer, ökonomischer sowie rechtlichen und politischen Restriktionen) auf 5,7 TWh, wo-\nvon 2,2 TWh bereits genutzt sind und 3,5 TWh als zusätzliches nachhaltig nutzbares Biomethanpotenzial \nverbleiben. Die verholzte Biomasse ist in diesen Potenzialabschätzungen nicht berücksichtigt. Das Po-\ntenzial der erneuerbaren Gasproduktion könnte erweitert werden durch die Vergasung von Holz und/oder \ndie Gewinnung von Wasserstoff aus Strom und Wasser mittels Power-to-Gas-Technologien (P2G-Tech-\nnologien). Beide Technologien sind mit erheblichen Kosten verbunden.  \n\nDer heutige Erdgasverbrauch der Schweiz könnte sogar dann nicht vollständig mit Biogas gedeckt wer-\nden, wenn die gesamte verfügbare Biomasse für die Biogasproduktion genutzt würde, die Einspeisung \nvon erneuerbaren Gasen gegenüber der Verstromung Priorität hätte, und zudem auch gasnetzferne Bau-\nernhöfe trotz hoher Kosten ans Netz angeschlossen würden.  \n\nIm Jahr 2016 betrug die Biogasproduktion innerhalb der Europäischen Union 190 TWh. Den überwie-\ngend grössten Anteil, nämlich fast 50 Prozent, steuerten die Biogasproduzenten in Deutschland bei8. Das \neuropäische Biomassepotenzial wird in verschiedenen Studien unterschiedlich beurteilt. Für Biogas lie-\ngen die Schätzungen zwischen 450 TWh9 bis 1‘000 TWh10 pro Jahr. Das Potenzial für synthetisches Gas \nwird auf jährlich rund 250 TWh geschätzt11. Zusammen ergibt sich damit ein Potenzial von bis zu einem \nDrittel der heutigen jährlichen Gasnachfrage in Europa (4‘500 TWh12).  \n\nDa auch die EU im Einklang mit dem Übereinkommen von Paris den Energiebereich bis 2050 dekarbo-\nnisieren will, müsste der heutige Erdgasverbrauch innerhalb der EU um rund 80 Prozent reduziert bzw. \nmit Holz, Biogas oder erneuerbaren Treibstoffen ersetzt werden. Obwohl der Schweizer Bedarf an Biogas \nim Vergleich zum vorhandenen Potenzial in Europa sehr klein ist, ist ungewiss, wieviel nachhaltig produ-\nziertes erneuerbares Gas importiert werden könnte. \n\n4. Biogasimporte als solche sollen künftig mittels Herkunftsnachweisen ermöglicht und im \nTreibhausgasinventar erfasst werden. \n\nDie Schweiz soll ihre eigenen Biogaspotenziale soweit als möglich ausschöpfen. Biogas soll in erster \nLinie in der Schweiz produziert und nur ergänzend aus dem Ausland importiert werden.  \n\nBestehendes Regime für Biogasimporte \nWird Biogas beispielsweise in Deutschland in das Gasnetz eingespeist und vertraglich einem Schweizer \nAbnehmer weitergegeben, fliesst physikalisch und zollrechtlich Erdgas in die Schweiz. Wenn der Schwei-\nzer Importeur den Nachweis des ökologischen Mehrwerts des Biogases erwirbt, importiert er sogenann-\ntes «virtuelles Biogas». Virtuell importiertes Biogas, wird als Erdgas verzollt und nicht als Biogas im Treib-\nhausgasinventar verbucht, da die CO2-Emissionen des effektiv importierten Erdgases ausgewiesen wer-\nden. Die aktuelle Gesetzgebung bietet keine Möglichkeit, für (virtuell) importiertes Biogas eine Mineralöl-\nsteuererleichterung respektive eine Befreiung von der CO2-Abgabe geltend zu machen. \n\n                                                      \n6 Beim ökologischen Mehrwert handelt sich um den Mehrwert für das Klima/die Umwelt, den das erneuerbare Gas/ Biogas gegenüber konventionel-\nlem Erdgas aufweist. \n7 Quelle: WSL, Biomassenpotenziale der Schweiz für die energetische Nutzung Ergebnisse des Schweizerischen Energiekompetenzzentrums \nSCCER BIOSWEET. 2017. Diese Studie diente auch als Grundlage für den aktuellen Bericht des Paul Scherrer Instituts (PSI) zu den Potenzialen, \nKosten und Umweltauswirkungen von Stromproduktionsanlagen, 2017. \n8 Quelle: EurObserv’ER, BIOGASBAROMETER, 2017 \n9 Quelle: EurObserv’ER, BIOGASBAROMETER, 2017 \n10 Quelle: Ecofys. Gas for Climate. 2018 \n11 Quelle: Ecofys. Gas for Climate. 2018 \n12 Quelle: WWF, Factsheet Erdgas – Biogas – Power-to-Gas Potenziale, Grenzen, Infrastrukturbedarf, 2018 \n\n\n\n \n\n4 \n \n\nAnerkennung des importieren Biogases durch den Bund \nDamit importiertes Biogas als solches vom Bund anerkannt werden könnte, müsste das ausländische \nBiogas mit Herkunftsnachweisen hinterlegt werden. Dies gelingt nur mit einem Nachweissystem, das in-\nnerhalb der beteiligten Länder sowie grenzüberschreitend konsistent funktioniert. Die Bundesverwaltung \nhat mit der Entwicklung eines offiziellen Schweizer Herkunftsnachweissystems (HKN) für Biogas/erneu-\nerbares Gas begonnen. Auf europäischer Ebene arbeiten momentan verschiedene nationale Biogas-Re-\ngister zusammen, um den Austausch zwischen den Ländern zu ermöglichen. Die Schweiz ist durch die \nGasbranche ebenfalls vertreten. \n\nDas importierte Biogas darf nur in der Schweiz – und nicht gleichzeitig auch im Produktionsland – im \nnationalen Treibhausgasinventar verbucht werden. Dies erfordert einen Abgleich der Berechnungsgrund-\nlagen für das Treibhausgasinventar zwischen der Schweiz und dem Herkunftsland des Biogases. Aktuell \nführt das Bundesamt für Umwelt (BAFU) mit den zuständigen Behörden in Deutschland Abklärungen für \ndie Umsetzung eines solchen Abgleiches durch. \n\n5. Über die gesamte Wertschöpfungskette betrachtet verursacht Biogas weniger Treibhaus-\ngasemissionen als Erdgas.  \n\nZwar verursacht die Herstellung von Biogas aufgrund des Methanschlupfes13 rund drei Mal höhere Treib-\nhausgasemissionen als bei der Herstellung und Lieferung von konventionellem Erdgas entsteht14. Dafür \nemittiert Biogas bei der Verbrennung im Gegensatz zu Erdgas kein fossiles CO2. Über die ganze Kette \nvon der Herstellung, über Transport und Verteilung bis zum Verbrauch in einer Feuerungsanlage liegt der \nEmissionsfaktor von Biogas bei 130 Gramm CO2-eq pro kWh und jener von Erdgas bei 227 Gramm CO2-\n\neq/kWh15. Bei diesen Werten handelt es sich um Durchschnittswerte. Im Einzelfall kann der Emissionsfak-\ntor erheblich vom Durchschnitt abweichen. \n\nBei den Treibhausgasemissionen für Erdgas ist ein anteiliger Flüssigerdgas-Import (LNG) in die Schweiz \nüber die europäischen Erdgasinfrastrukturen von rund 3 Prozent enthalten. Es ist davon auszugehen, \ndass der Anteil von LNG und Schiefergas im europäischen Versorgungsmix künftig zunimmt, womit die \nTreibhausgasemissionen der Wärmeerzeugung mittels Erdgas entsprechend weiter ansteigen werden. \n\nWird Biogas statt Erdgas in der Wärmerzeugung eingesetzt, so können entsprechend den oben genann-\nten Zahlen rund 40 Prozent der Treibhausgasemissionen eingespart werden. Gegenüber einer Ölheizung \nbeträgt die Einsparung sogar rund 60 Prozent. Im Vergleich zur Wärmeerzeugung mittels anderer erneu-\nerbarer Quellen (z.B. Holz, Verwendung von Strom in Wärmepumpen) verursacht die Verwendung von \nBiogas jedoch tendenziell höhere Treibhausgasemissionen. \n  \n\n                                                      \n13 Methanemissionen aufgrund von Leckagen. Diese fallen besonders ins Gewicht, da Methan ein rund 28-mal stärkeres Treibhausgas als CO2 ist.  \n14 Die Methodik und die Systemgrenze der Festlegung der Emissionsfaktoren berücksichtigt dabei nicht, dass Biomasse, die nicht vergärt wird, bei \nihrem Abbau im Freien auch Methan freigibt, welches in der Summe sogar höher ist als jene Menge Methan, die bei der Biogasproduktion anfällt. \n15 Quelle: Tabelle 2.1 von ‘treeze, Umweltkennwerte und Primärenergiefaktoren von Energiesystemen, 2017’. Kennwerte ohne die Umweltauswirkun-\ngen der Herstellung des Energiewandlers (Heizkessel). \n\n\n\n \n\n5 \n \n\n6. In der Schweiz wird die Biogasproduktion durch verschiedene Massnahmen gefördert.  \n\nBiogasproduzenten profitieren heute von Massnahmen innerhalb des bestehenden CO2-Gesetzes (CO2-\nKompensation für Treibstoffimporteure, CO2-Abgabebefreiung), des Mineralölsteuergesetzes (Mineralöl-\nsteuerbefreiung erneuerbare Treibstoffe bis Mitte 2020 befristet16), des Energiegesetzes (Einspeisever-\ngütung und Investitionsbeiträge für Biomasseanlagen) sowie des Landwirtschaftsgesetzes. Zudem ent-\nhält die Vorlage zur Totalrevision des CO2-Gesetzes weitere Massnahmen, welche die Biogasproduktion \nbegünstigen. Auch das Programm EnergieSchweiz führt Projekte zugunsten von Biogasproduzenten. \nHinzu kommen Aktivitäten im Bereich der Energieforschung sowie die Unterstützung über Pilot-, De-\nmonstrations- sowie Leuchtturmprojekte. Die Branche selbst unterstützt die Biogasproduktion mittels ei-\nnes eigenen Förderprogramms.  \n\n7. Die Produktion von synthetischem erneuerbarem Gas ist energieintensiv und teuer. \n\nBei Power-to-Gas-Technologien (P2G), mit denen synthetische Gase hergestellt werden, entstehen bei \nder Umwandlung erhebliche Verluste, die mit jedem zusätzlichen Umwandlungsschritt grösser werden. \nDas schränkt die Wirtschaftlichkeit dieser Technologien ein. Die energieintensive und teure Umwandlung \nvon erneuerbarem Strom in synthetische Gase und deren anschliessende Nutzung kommt dort in Be-\ntracht, wo es volkswirtschaftlich keine sinnvollere Alternative gibt oder zur Deckung des Bedarfs nicht \nausreichend andere erneuerbare Energien zur Verfügung stehen, beispielsweise für Treibstoffe im \nSchwer-, Flug- oder Schiffsverkehr. Strom aus erneuerbaren Energien sollte aus Effizienzgründen vor-\nrangig direkt verwertet werden (im Sinne der Sektorkopplung z.B. mit Wärmepumpen oder für die Elekt-\nromobilität). Die direkte Nutzung des Stroms ist nicht nur effizienter, sondern in der Regel auch volkswirt-\nschaftlich günstiger. Studien lassen darauf schliessen, dass der Bedarf an synthetischen Gasen langfris-\ntig umso höher sein wird, je ambitiöser die Klimaschutzziele sind. \n\nDie Produktion von synthetischen Gasen ist in der Schweiz bis anhin vernachlässigbar klein. Trotz der in \nden nächsten Jahren erwarteten Kostendegression wird die fehlende Wirtschaftlichkeit voraussichtlich \nnoch längere Zeit ein Hemmnis bleiben. Geschäftsmodelle, die auf die Herstellung von Wasserstoff und \ndessen Einsatz im Schwerverkehr oder zur Direktmethanisierung in Biogasanlagen abzielen, dürften die \nSchwelle zur Wirtschaftlichkeit am ehesten erreichen können.  \n\nFür die Umwandlung von Strom in Gas und die anschliessende systemdienliche Rückverstromung in \nZeiten hohen Bedarfs (sog. P2G2P) besteht in der Schweiz auf absehbare Zeit kein Bedarf. Dieser Pro-\nzess bietet grundsätzlich die Möglichkeit für eine saisonale Stromspeicherung, sofern physische Gas-\nspeicher mit ausreichender Kapazität zur Verfügung stehen17. Allerdings ist er mit noch grösseren Um-\nwandlungsverlusten verbunden und folglich sehr teuer. Ausserdem steht diese Art der Stromspeicherung \n– zumindest für die kurz- und mittelfristige Speicherung – in direkter Konkurrenz zu Speicher- und Pump-\nspeicherkraftwerken. Mit ihnen stehen in der Schweiz bereits beträchtliche und in der Regel auch deutlich \ngünstigere und effizientere Kapazitäten für die kurz- und mittelfristige Stromspeicherung und für die be-\ndarfsgerechte Stromproduktion zur Verfügung. Hinzu kommt, dass die Schweiz über keine Gasspeicher \nverfügt, die für eine mittel- oder langfristige Gasspeicherung erforderlich wären. \n\nDa bei Power-to-Gas-Technologien immer noch wesentliche Fortschritte bezüglich Energieeffizienz mög-\nlich sind und diesbezüglich Forschungsbedarf besteht, ist es sinnvoll, geeignete Projekte weiterhin über \n\n                                                      \n16 Um den Wegfall der Steuerbefreiung auszugleichen, sollen gemäss Vorschlag Bundesrat zur Totalrevision CO2-Gesetz post 2020 zukünftig die \nImporteure fossiler Treibstoffe verpflichtet werden, mindestens 5 Prozent der CO2-Emissionen aus dem Verkehr mit erneuerbaren Treibstoffe zu \nkompensieren. Am 27. Februar 2017 reichte Nationalrat Thierry Burkart eine parlamentarische Initiative (17.405 Pa. Iv. Burkart) zur Verlängerung \nder Steuererleichterungen bis 2030 ein. Die parlamentarischen Kommissionen der beiden Räte haben der Initiative Folge gegeben. Ein Vorschlag \nzur Verlängerung der Steuerbefreiung spätesten bis zum 31. Dezember 2021 wurde von der Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie \ndes Nationalrates (UREK-N) im Rahmen der parlamentarischen Initiative Burkart Ende Juni 2019 verabschiedet. Eine Weiterführung der Steuerer-\nleichterungen bis 2030 lehnte die UREK-N hingegen ab. Der Nationalrat hat die Verlängerung spätesten bis zum 31. Dezember 2021 zugestimmt. \nDer Ständerat seinerseits hat im Rahmen der Beratung zur Totalrevision des CO2-Gesetzes eine Verlängerung der Steuerbefreiung bis 2030 ange-\nnommen. Mit einer Aufhebung der Steuererleichterung würde das Biogas statt als Treibstoff vermehrt als Brennstoff ins Erdgasnetz eingespeist, da \nauf Biogas als Brennstoff weder die Mineralölsteuer noch die CO2-Abgabe erhoben wird. \n17 Ansonsten handelt es sich um eine rein bilanzielle Speicherung, die den Gasimport im Sommer zwar reduziert, die Auslandsabhängigkeit im Win-\nter aber in keiner Weise reduziert. \n\n\n\n \n\n6 \n \n\ndie bestehenden Gefässe zu unterstützen (Nachfolgeprogramme der SCCERs, Energieforschung des \nBFE, Pilot-, Demonstrations- und Leuchtturmprojekte).  \n\nSynthetische Gase, die aus erneuerbaren Energien erzeugt werden, sind gemäss Mineralölsteuergesetz \n(Art. 2 Abs. 3 Bst. d) dem Biogas gleichstellt. Nach Annahme einer entsprechenden Motion durch das \nParlament (Motion Böhni,14.3837) können synthetische Energieträger, die im Verkehr eingesetzt werden, \ngenerell an die CO2-Emissionsvorschriften für Personenwagen und leichte Nutzfahrzeuge angerechnet \nwerden (Vorlage zur Totalrevision des CO2-Gesetzes). \n\n8. Erdgas und erneuerbare Gase sind effizient und zweckmässig einzusetzen.  \n\nErdgas bleibt für die Energieversorgung der Schweiz kurz- bis mittelfristig wichtig. Relativ zu anderen \nfossilen Energien gehört es mittelfristig zu den Substitutionsgewinnern. Längerfristig jedoch können die \nklima- und energiepolitischen Zielsetzungen nur erreicht werden, wenn auch der Erdgasgasverbrauch \nerheblich reduziert und die verbleibende Nachfrage soweit möglich mit erneuerbarem Gas gedeckt wird. \nZudem müssen sichere und gesellschaftlich akzeptierte Lösungen für die Abscheidung, Speicherung und \nNutzung von CO2 gefunden werden.  \n\nErdgas und erneuerbare Gase sollten möglichst effizient und zweckmässig eingesetzt werden, nämlich \ndort, wo es mit Blick auf die Energieversorgungssicherheit und den Klimaschutz volkswirtschaftlich am \nmeisten Sinn macht und wo der Einsatz von erneuerbaren Energien zu übermässig hohen Kosten führen \nwürde. Zudem gilt der Grundsatz, dass aus Gas möglichst hochwertige Energie (Strom) bereitgestellt und \nin Systemen implementiert werden sollte18, die den höchstmöglichsten Wirkungsgrad erzielen. Daher \nsollten Erdgas und erneuerbares Gas mittel- bis langfristig sowohl in Industrie und Gewerbe für die Er-\nzeugung von Hochtemperatur-Prozesswärme, im Schwer- und Langstreckenverkehr, für die Spitzenlast-\nabdeckung in Wärmenetzen – die primär mit erneuerbaren Energien gespeist werden – als auch in effi-\nzienten Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen (WKK-Anlagen) für die kombinierte Strom- und Wärmeproduk-\ntion eingesetzt werden. Raumwärme und Warmwasser (Niedrigtemperatur-Anwendungen) sollten hinge-\ngen – wo immer wirtschaftlich zumutbar – aus erneuerbaren Energien, Abwärme oder über einen An-\nschluss an ein thermisches Netz erzeugt werden. Der Entscheid, ob in der Schweiz erzeugtes Biogas \nletztlich direkt ins Gasnetz eingespeist oder in effizienten WKK-Anlagen vor Ort genutzt werden soll, ist \njedoch aufgrund der konkreten Gegebenheiten im Einzelfall zu treffen19.  \n\nEin Einsatz von Erdgas für die Stabilisierung des Stromnetzes in Spitzenlastkraftwerken (Gaskombikraft-\nwerke) ist in der Schweiz mittel- bis langfristig nicht erforderlich, da die Schweiz mit ihren grossen Leis-\ntungsreserven, mit ihren zahlreichen Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken und den Potenzialen zur \nVerbrauchsverlagerung mittels Demand Side Management über mehr Flexibilität verfügt, als benötigt.  \n\n9. Kurz- bis mittelfristig ist der Einsatz von Erdgas – unter Beimischung von Biogas – im \nGebäudebereich sinnvoll. Langfristig jedoch nicht. \n\nIn den nächsten fünf bis zehn Jahren ist der Einsatz von Gas – unter Beimischung von Biogas – im \nGebäudebereich sinnvoll. Dies ermöglicht den Netzbetreibern, ihre in den letzten Jahren getätigten kapi-\ntalintensiven Investitionen in die Gasinfrastruktur zu amortisieren. \n\nDer Bundesrat hat in der Vorlage zum CO2-Gesetz mit den CO2-Grenzwerten in Gebäuden implizit die \nMöglichkeit geschaffen, dass Biogas bzw. erneuerbares Gas als erneuerbarer Energieträger angerechnet \nwerden kann. Diese Massnahme soll dazu beitragen, die vorgeschlagenen Richtwerte im Gebäudebe-\nreich zu erreichen. Auf kantonaler Ebene sehen die Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich \n(MuKen) diese Anerkennung nicht (oder sehr beschränkt) vor. Verschiedene Kantone überlegen sich \ndiese Möglichkeit oder haben sie bereits im Gesetz aufgenommen. \n                                                      \n18 Quelle: BFE, Biomasse-Energiestrategie Schweiz, Strategie für die energetische Nutzung von Biomasse in der Schweiz, 2010 \n19 Die "Strategie für die energetische Nutzung von Biomasse in der Schweiz" favorisiert im Sinne von Ziel 5 die Umwandlung von Biomasse in hoch-\nwertige Energie (Strom vor Wärme). Gleichzeitig sieht sie im Sinne von Ziel 4 aber vor, Systeme zu implementieren, welche den höchstmöglichen \nWirkungsgrad im Vergleich zur eingesetzten Biomasse erzielen. Aus Verbindung von Ziel 4 und 5 lässt sich ableiten, dass die Einspeisung von Bio-\nmethan dann zu bevorzugen ist, wenn die bei der Verwendung der Biomasse zur Stromerzeugung in einer WKK-Anlage anfallenden Wärme sich \nnicht sinnvoll nutzen liesse. \n\n\n\n \n\n7 \n \n\nLangfristig muss sich die Gasbranche jedoch auf ein Ausstiegszenario vorbereiten, bei dem Erdgas nicht \nweiter für Raumwärme eingesetzt wird. Ziel ist es, die Wärmeversorgung bis 2050 CO2-frei zu gewähr-\nleisten. Damit dieses Ziel erreicht werden kann, muss bereits heute beim Ersatz von fossilen Heizungen \nin bestehenden Gebäuden auf erneuerbare Heizsysteme umgestellt werden. Hier sind Bund, Kantone \nund Gemeinden gleichermassen gefordert, die Gebäudeeigner mit Förder- und Kommunikationsmass-\nnahmen zu unterstützen und zu sensibilisieren.  \n\n10. Das erneuerbare Wärmepotenzial in der Schweiz ist gross und soll erschlossen werden.  \n\nDas ermittelte Wärmepotenzial aus erneuerbaren Energiequellen und nicht vermeidbarer Abwärme in der \nSchweiz liegt jährlich bei rund 240 TWh. Dieses Potenzial übersteigt den langfristig sinkenden Wärme-\nbedarf für Raumwärme und Warmwasser um ein Vielfaches20. Es besteht hierzulande kein Mangel an \nverfügbaren erneuerbaren Wärme- und Abwärmequellen. Dieses Potenzial muss künftig konsequent er-\nschlossen und genutzt werden. Hier sind in erster Linie die Kantone, Städte und Gemeinden gefordert. \n\n11. Bestehende Gasnetze leisten einen wichtigen Beitrag an eine sichere und zuverlässige \nEnergieversorgung der Schweiz. Investitionen in neue Gasnetze, die in Konkurrenz zu er-\nneuerbaren Wärmenetzen stehen, sind jedoch zu vermeiden. \n\nBis 2050 wird sich der Gasabsatz in der Schweiz gemäss einer BFE-Studie21 je nach Szenario um 45 bis \n85 Prozent reduzieren. Damit dürfte auch die Rentabilität der Gasnetze abnehmen. Das Gashochdruck-\nnetz (> 5 bar) und Bereiche des Gasverteilnetzes mit hoher Gasabsatzdichte und grossen Gasverbrau-\nchern (Industrie und Gewerbe, bivalente Energiezentralen, Tankstellen, etc.) werden in den nächsten \nJahrzehnten wichtig bleiben. Gasverteilnetze mit geringer Absatzdichte werden jedoch immer weniger \nrentieren, insbesondere im ländlichen Raum oder in Quartieren, die bereits mit Wärmenetzen erschlossen \nsind oder künftig mit solchen erschlossen werden. Wärmeverteilnetze bieten sich im dicht besiedeltem \nRaum als Lösung für die verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien und nicht vermeidbarer Abwärme an, \nda es hier oft nicht möglich ist, Einzelheizungen mit erneuerbaren Energiequellen zu realisieren22.  \n\nInvestitionen in neue Gasnetze, die in Konkurrenz zu Wärmenetzen stehen, sind vor dem Hintergrund \nder klima- und energiepolitischen Zielsetzungen zu vermeiden. Dies stellt eine Herausforderung für die \nGasversorger und die betroffenen Eigentümer, v.a. Städte und Gemeinden, dar. Die Frage von möglichen \nStilllegungen von Gasleitungen dürfte in Folge der politischen Vorgaben der Energiestrategie und der \nCO2-Gesetzgebung des Bundes, der kantonalen Energiegesetze und der kommunalen Energierichtpläne \nan Bedeutung gewinnen. In Gebieten, in denen für die Wärmeversorgung konkurrierende Infrastrukturen \nvorhanden sind oder zur Diskussion stehen, sind die vorhandenen und ggf. neu geplanten Infrastrukturen \nund Energieträger räumlich aufeinander abzustimmen. \n\n12. Durch eine sorgfältige räumliche Energieplanung wird die Wärmeversorgung eines Gebie-\ntes sinnvoll entwickelt.  \n\nZu den Aufgaben der Gemeinden gehört die räumliche Planung der Energieversorgung, beispielsweise \nmit der Festlegung von geeigneten Gebieten für thermische Netze sowie für die Nutzung von Abwärme \nund Umweltwärme. Die Gemeinwesen sollten auf kantonaler bzw. regionaler Ebene in enger Zusammen-\narbeit mit den Energieversorgern umfassende Wärmekonzepte erstellen. Unter anderem sollten diese \nzwingend eine räumliche Koordination der Wärmeversorgung enthalten. Dieses Vorgehen stellt sicher, \ndass das vorhandene Potenzial an erneuerbarer Wärme effizient genutzt wird und mögliche Fehlinvesti-\ntionen in teure Wärmeinfrastrukturen vermieden werden23.  \n  \n\n                                                      \n20 Quelle: Weissbuch Fernwärme Schweiz – VFS Strategie, eicher+pauli, 12. März 2014 \n21 Quelle: econcept im Auftrag von BFE, Die Zukunft leitungsgebundener Energieversorgungssysteme, 2011 \n22 Quelle: Weissbuch Fernwärme Schweiz – VFS Strategie, eicher+pauli, 12. März 2014 \n23 Siehe auch dazu «Modul 10: Gasstrategie» der Werkzeuge für eine zukunftstaugliche Wärme- und Kälteversorgung in der räumlichen Energiepla-\nnung von EnergieSchweiz für Gemeinden, 2018 \n\n\n\n \n\n8 \n \n\n \n\n13. Der Bundesrat plant ein Gasversorgungsgesetz, um mehr Rechtssicherheit im Gasmarkt \nzu schaffen. \n\nDer Schweizer Gasmarkt ist gesetzlich nur rudimentär geregelt. Es besteht eine erhebliche Rechtsunsi-\ncherheit hinsichtlich der Netzzugangsbedingungen; ausstehende Entscheide der WEKO könnten Sankti-\nonen zur Folge haben. Mit dem neuen Gesetz soll vor allem Rechtssicherheit im Gasmarkt geschaffen \nwerden.  \n\n\n\n \n\n \n\n \n\n \n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im \nMetropolitanraum Zürich \n\nFachbericht \n\nNovember 2019  \n\n  \n    \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 2 \n \n\n \n\nProjektteam \n\n \n\nDr. Sabine Perch-Nielsen  \n\nFelix Ribi \n\nDr. Michel Müller  \n\nBarla Vieli \n\nLukas Lanz \n\n \n\nEBP Schweiz AG \n\nZollikerstrasse 65 \n\n8702 Zollikon \n\nSchweiz \n\nTelefon +41 44 395 11 11 \n\ninfo@ebp.ch \n\nwww.ebp.ch \n\n \nDruck: 5. März 2020 \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 3 \n \n\n \n\nVorwort \n\n \n\nIn 80% der Mitgliedergemeinden des Metropolitanraums Zürich bestehen Gasnetze, die fast \n\nausschliesslich der öffentlichen Hand gehören. Die Energieversorgung ist im Umbruch, durch \n\ndie Energie- und Klimapolitik werden verstärkte Effizienzmassnahmen und der Umstieg von \n\nfossilen auf erneuerbare Energieträger gefördert und gefordert. In einem zweijährigen Dialog-\n\nprojekt wurde der Frage nachgegangen, was diese Entwicklung für die Zukunft der Gasnetze \n\nbedeutet. Ziel des Projektes war es, einen Beitrag zur zukunftsorientierten Weiterentwicklung \n\nder Gasnetz-Verteilnetze und zur Verhinderung von Fehlinvestitionen zu leisten. In einem ver-\n\ntraulichen Dialog der wichtigsten Akteure wurden in den Jahren 2018 und 2019 sechs eintägige \n\nWorkshops durchgeführt. Alle Akteure unterzeichneten im Jahr 2018 eine Prozessvereinba-\n\nrung, welche zwei Grundannahmen für den Prozess setzten:  \n\nEine ausreichende, breit gefächerte, sichere, wirtschaftliche und umweltverträgliche Energie-\n\nversorgung (gemäss Art. 89 BV) bleibt heute und in Zukunft gewährleistet und wird nicht in \n\nFrage gestellt.  \n\nEs wird grundsätzlich angestrebt, die Schweizer Ziele bezüglich Energiestrategie 2050 (Stand \n\n2013) zu erreichen, also rund -50% Endenergieverbrauch und rund -80% CO2-Emissionen zwi-\n\nschen 2010 und 2050 («Basisziel»)1. Im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse werden die Ziele \n\ndes Übereinkommens von Paris (Netto-Null-Emissionen bis Mitte Jahrhundert) geprüft.  \n\nDabei wurden wichtige Grundlagen zur Entscheidfindung zusammengetragen, Konsens und \n\nDissens herausgeschält und Empfehlungen daraus abgeleitet (siehe Abbildung 1). \n\n \n\n \n\nAbbildung 1: Schema des Prozesses \n\n \n\nSchlussprodukte dieses Prozesses sind der vorliegende Fachbericht und ein Ratgeber für Ge-\n\nmeinden und Gasversorger:  \n\nDer Fachbericht dokumentiert die inhaltlichen Grundlagenarbeiten detailliert für ein Fachpubli-\n\nkum. Im Projekt wurde zwischen der Sammlung von Fakten und der Behandlung offener Fra-\n\ngen unterschieden. Die Fakten sollten unbestritten sein und der informierten Diskussion \n\n \n1 In der Zwischenzeit hat der Bundesrat aufgrund der neuen wissenschaftlichen Erkenntnisse des Weltklimarates entschiede n, das Ziel \n\nfür das Jahr 2050 auf netto null Treibhausgasemissionen zu verschärfen. Dieses Ziel ist gegenüber dem Pariser Klimaabkommen \n\nindikativ und noch nicht vom Parlament bestätigt.   \n\nAuslegeordnung & Einzelinterviews\n\nNachfrage, Infrastruktur Inhalte Diskussion WS 1\n\nInhalteBiogas Diskussion WS 2\n\nF\na\n\nc\nh\nb\n\ne\nri\n\nc\nh\nt \n\nve\nrf\n\na\ns\ns\ne\n\nn\n\nsynth. erneuerbare Gase Diskussion WS 3Inhalte\n\nZukunftsszenarien Verteilnetz  Diskussion WS 4Inhalte\n\nSchlussfolg. & Empfehlungen  Diskussion WS 5Ratgeber\n\nAbschluss WS 2\n\nAbschluss WS 3\n\nAbschluss WS 4\n\nAbschluss WS 5\n\nDiskussion WS 6\n\nAbschluss\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 4 \n \n\n \n\ndienen. Bei den offenen Fragen wurden je nach Perspektive andere Antworten erwartet. Für \n\njede offene Frage wurden in einem Unterkapitel Informationen zusammengetragen und zu \n\nzentralen Aussagen verdichtet. Über diese wurde in der Runde der Akteure abgestimmt. Bei \n\nDissens zu den Aussagen wurden die unterschiedlichen Argumente dokumentiert. Stichtag: \n\nDer Fachbericht wurde in Modulen über den Zeitraum von Januar 2018 bis Herbst 2019 erar-\n\nbeitet. Der Stichtag der berücksichtigten Studien variiert daher nach Thema. Im Herbst 2019 \n\nwurden alle Kapitel gesichtet und bei sehr dynamischen Themen (z.B. Klimapolitik) Aktualisie-\n\nrungen vorgenommen.  \n\nDer Ratgeber für Gemeinden und Gasversorger umfasst gut 20 Seiten, richtet sich mit Schluss-\n\nfolgerungen und Empfehlungen an Gemeinden und Gasversorger und beinhaltet gute Beispiele \n\nvon Gemeinden und Städten in der Schweiz.  \n\n \n\nAm Prozess teil nahmen vier Vertreter von Gemeinden (Cham, Luzern, Rapperswil-Jona und \n\nSchaffhausen), vier Vertreter von Gasversorgern (energie 360°, eniwa, Stadtwerk Winterthur \n\nund St. Galler Stadtwerke), zwei Vertreter von Kantonen (Kantone St. Gallen und Zürich), drei \n\nVertreter von Verbänden (Schweizerischer Verband Kommunale Infrastruktur, Verband der \n\nSchweizerischen Gasindustrie und WWF Schweiz), ein Vertreter des Bundes (Bundesamt für \n\nEnergie) und ein Vertreter der Wissenschaft (ETH Zürich). \n\nTeilnehmende Akteure am Prozess waren in alphabetischer Reihenfolge: Hans-Christian An-\n\ngele (Verband der Schweizerischen Gasindustrie), Urs Buchs (Stadtwerk Winterthur), Urs \n\nCapaul (Stadt Schaffhausen), Thomas Furrer (Stadt Rapperswil-Jona), Peter Graf (St. Galler \n\nStadtwerke), Bernhard Gut (Stadt Luzern), Patrick Hofstetter (WWF), Manuela Hotz (Gemeinde \n\nCham), Hansruedi Kunz (Kanton Zürich), Christian Rütschi (Bundesamt für Energie), Christian \n\nSchaffner (Energy Science Center der ETH Zürich), Hans-Kaspar Scherrer (eniwa), Felix \n\nSchmid (Schweizerischer Verband kommunale Infrastruktur), Martin Strebel (Energie360) und \n\nMarcel Sturzenegger (Kanton St. Gallen).  \n\nDas Projekt wurde vom Verein Metropolitanraum Zürich, dem BaslerFonds, den Kantonen St.  \n\nGallen und Zürich finanziert. EnergieSchweiz hat zudem den Ratgeber mitfinanziert.  \n\n \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 5 \n \n\n \n\nInhaltsverzeichnis \n\n1. Nachfrage nach Gas 7 \n\n1.1 Faktensammlung 7 \n\na) Einsatz von Gas nach Verwendungszwecken 7 \n\nb) Heutiger Einsatz von Gas ohne Netzinfrastruktur 9 \n\nc) Herkunft von Erdgas in der Schweiz 9 \n\nd) Akteure Erdgas in der Schweiz 10 \n\n1.2 Offene Fragen 11 \n\na) Wie verteilt sich die Nachfrage nach Gas heute über das Jahr und was bedeutet \n\ndies für die Infrastruktur? 11 \n\nb) Welches sind die Treiber der künftigen Gas-Nachfrage nach Verwendungszweck?\n\n 13 \n\nc) Welche Gas-Nachfrage nach welchem Verwendungszweck wird für die Zukunft \n\nangenommen? 26 \n\nd) Welche Alternativen zu Gas bestehen je nach Verwendungszweck und wie sind sie \n\nzu bewerten? 30 \n\n2. Verteil- und Speicherinfrastruktur 35 \n\n2.1 Faktensammlung 36 \n\na) Länge Verteilnetze in der Schweiz 36 \n\nb) n-1 Kriterium bei Verteilnetzen 37 \n\nc) Eigentumsverhältnisse Verteilnetze 37 \n\nd) Alter und Lebensdauer 38 \n\ne) Abschreibungsdauer 38 \n\nf) Typische Renditen auf Verteilnetzen 39 \n\ng) Anteil Netzkosten am Gesamtpreis 40 \n\nh) Speicherung von Gas in der Schweiz 40 \n\ni) Verteilung Gasabsatz über Verteilnetze 43 \n\n2.2 Offene Fragen 44 \n\na) Welches sind die wichtigsten Treiber, die heute zu einem Ausbau oder zur \n\nStilllegung eines Verteilnetzes führen? 44 \n\nb) Welches ist der finanzielle Wert der Verteilnetze? 44 \n\nc) Wie werden sich die Speicherkapazitäten für Gas in Zukunft ändern? 45 \n\nd) Welche Zeiträume müssen für einen Ausbau und eine Stilllegung eines \n\nVerteilnetzes eingeplant werden? 47 \n\n3. Biogas 49 \n\n3.1 Faktensammlung 49 \n\na) Heutige Produktion von Biogas in der Schweiz 49 \n\nb) Heutige Verwendungszwecke 50 \n\nc) Anteil Biogas im Schweizer Gasnetz 51 \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 6 \n \n\n \n\nd) Anerkennung von Biogas (Steuern, CO2-Abgabe, Förderung) 51 \n\ne) Arten des Imports von Biogas in der Schweiz 52 \n\nf) CO2-kompensiertes Erdgas und dessen Potenzial 53 \n\n3.2 Offene Fragen 54 \n\na) Welches ist das zusätzliche Potenzial an Biogas in der Schweiz? 54 \n\nb) Welches ist das zusätzliche Potenzial an Biogas in Europa? 57 \n\nc) Was ist die Ökobilanz von Biogas? 59 \n\nd) Für welche Verwendungszwecke soll/wird Biogas künftig eingesetzt und was \n\nbedeutet dies für das Verteilnetz? 62 \n\ne) Welchen Beitrag können diese Gase zu den Klimazielen leisten? 66 \n\n4. Erneuerbare synthetische Gase 68 \n\n4.1 Faktensammlung 68 \n\na) Was sind erneuerbare synthetische Gase? 68 \n\nb) Heutige Produktion und Verwendung in der Schweiz 69 \n\nc) Aktuelle Wirkungsgrade sowie Prognosen 70 \n\nd) Gestehungskosten erneuerbare synthetische Gase 70 \n\ne) Aktuelle Preise 74 \n\nf) Arten des Imports in die Schweiz 74 \n\ng) Anerkennung von erneuerbaren synthetischen Gasen 75 \n\nh) Wasserstoff im Gasnetz 75 \n\n4.2 offene Fragen 76 \n\na) Wie ist die Klimabilanz von erneuerbarem synthetischem Wasserstoff und Methan?\n\n 76 \n\nb) Welches ist das Potenzial für erneuerbare synthetische Gase? 82 \n\nc) Was sagen Studien zum Einsatz von erneuerbarem Gas? 88 \n\nd) Wie können erneuerbare synthetische Gase hergestellt und eingesetzt werden? 92 \n\n5. Verteilnetzszenarien 97 \n\n5.1 Welche Verteilnetz-Szenarien sind mit welchen Klimazielen konsistent? 97 \n\n \n\n \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 7 \n \n\n \n\n1. Nachfrage nach Gas \n\n1.1 Faktensammlung  \n\na) Einsatz von Gas nach Verwendungszwecken \n\nIm Jahr 2016 betrug der Gas Endverbrauch in der Schweiz 33 TWh (unterer Heizwert, BFE \n\n2017). Die wichtigsten Verbraucher in den letzten 35 Jahren waren Haushalte, Industrie und \n\nDienstleistungen (siehe Abbildung 2). Während sich die Verteilung auf die Verbraucher kaum \n\nverändert hat, ist der Gesamtverbrauch zwischen 1980 und 2015 um 24 TWh gestiegen \n\n(+ 186 %). \n\nDer Dienstleistungssektor umfasst folgende Branchen: Handel, Kredit/Versicherung, Gesund-\n\nheit und Soziales, Erziehung und Unterricht, Gastgewerbe, Übrige Dienstleistungen, Landwirt-\n\nschaft und PHH (Ferien- und Zweitwohnungen, Gemeinschaftszähler Mehrfamilienhäuser). Der \n\nIndustriesektor umfasst die 2-Steller 05 bis 43 gemäss NOGA 2008-Klassifikation (Bergbau \n\nund Gewinnung von Steinen und Erden, Verarbeitendes Gewerbe/Herstellung von Waren, \n\nWasserversorgung/Abwasser- und Abfallentsorgung und Baugewerbe). \n\n \n\n \n\nAbbildung 2:  Entwicklung des Schweizer Gas Endverbrauchs nach Verbrauchergruppen von 1980 bis 2015  \n\n(Quelle: BFE 2017) \n\n \n\nIn Abbildung 3 ist der gesamte Schweizer Gas Endverbrauch nach Verwendungszwecken von \n\n2000 bis 2016 dargestellt2. Die Aufteilung auf verschiedene Verwendungszwecke hat sich in \n\ndiesen Jahren kaum verändert. Rund zwei Drittel werden für Raumwärme und Warmwasser \n\nverwendet. \n\n \n2  Die Daten zu den Sektoren Haushalte, Industrie und Verkehr wurden direkt der BFE-Studie zur Analyse des Schweizer Energiever-\n\nbrauchs nach Verwendungszwecken entnommen. Die differenzierten Daten des Dienstleistungssektors sind nicht erhältlich und \n\nmussten abgeschätzt werden. Sie wurden wie folgt berechnet: Es wurde angenom men, dass der Anteil des Energieträgers Erdgas \n\nam Gesamtenergieverbrauch bei jedem der verschiedenen Verwendungszwecke identisch ist zum jeweiligen Wert im Industriesektor.  \n\nMit diesen prozentualen Gasanteilen wurde anschliessend für jeden Verwendungszweck der Gasverbrauch des Dienstleistungssek-\n\ntors aus dem tatsächlichen gesamten Energieverbrauch (alle Energieträger) des Dienstleistungssektors gemäss Gesamtenergiesta-\n\ntistik berechnet. \n\n0%\n\n20%\n\n40%\n\n60%\n\n80%\n\n100%\n\n1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015\n\nStat. Differenz\n\nVerkehr\n\nDienstleistungen\n\nIndustrie\n\nHaushalt\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 8 \n \n\n \n\n \n\nAbbildung 3:  Entwicklung des gesamten Schweizer Gas Endverbrauchs nach Verwendungszwecken  \n\nvon 2000 bis 2016 (Quelle: BFE 2017, zum Teil geschätzt) \n\n \n\nDie Darstellung nach Verwendungszwecken ist sehr gut mit dem Jahresgang des Gasver-\n\nbrauchs vereinbar. Dort wird ersichtlich, dass der Anteil der Bandlast (Prozesswärme und \n\nWarmwasser) im Verlauf des Jahres sehr unterschiedlich ist. Über das ganze Jahr gesehen \n\nentsprechen die beiden ganzjährigen Verwendungszwecke aber in beiden Darstellungen etwas \n\nmehr als einem Drittel des gesamten Gasverbrauchs (ca. 36 %). \n\nEine relativ stabil bleibende Menge des Bruttogasverbrauchs wird für den Einsatz in konventi-\n\nonell-thermischen Kraftwerken verwendet (seit 2000 jährlich rund 2-2.5 TWh). Gas für Prozess-\n\nwärme wird in der Schweiz zu 97 % in der Industrie verbraucht. Abbildung 4 zeigt, auf welchen \n\nTemperaturniveaus Prozesswärme aus Gas innerhalb des Schweizer Industriesektors genutzt \n\nwird. Bei Temperaturen bis 100°C kann Gas zumindest teilweise ersetzt werden (z.B. Umwelt-\n\nwärme bis 60 °C, höherer Anteil mit Erdgas oder Holz). \n\n \n\n   \n\nAbbildung 4:  Gas Endverbrauch für den Verwendungszweck Prozesswärme im Schweizer Industriesektor im  \n\nJahr 2016. Annahme: Die Temperaturniveaus der Wirtschaftszweige sind gleich wie in Deutschland.  \n\n(Quellen: Berechnungen basierend auf BFE 2016; ifeu 2010) \n\n0%\n\n20%\n\n40%\n\n60%\n\n80%\n\n100%\n\n2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016\n\nsonstige\n\nTraktionsenergie\n\nAntriebe, Prozesse\n\nProzesswärme\n\nWarmwasser\n\nRaumwärme\n\n0\n\n500\n\n1’000\n\n1’500\n\n2’000\n\n2’500\n\n3’000\n\n0\n1\n0\n\n0\n2\n0\n\n0\n3\n0\n\n0\n4\n0\n\n0\n5\n0\n\n0\n6\n0\n\n0\n7\n0\n\n0\n8\n0\n\n0\n9\n0\n\n0\n1\n’0\n\n0\n0\n\n1\n’1\n\n0\n0\n\n1\n’2\n\n0\n0\n\n1\n’3\n\n0\n0\n\n1\n’4\n\n0\n0\n\n1\n’5\n\n0\n0\n\n1\n’6\n\n0\n0\n\n1\n’7\n\n0\n0\n\nG\na\ns\nve\n\nrb\nra\n\nu\nc\nh\n \n\nP\nro\n\nz\ne\ns\ns\nw\n\nä\nrm\n\ne\n [\n\nG\nW\n\nh\n]\n\nTemperaturniveau [°C]\n\nandere Industrie\n\nMaschinen\n\nMetallverarb., Geräte\n\nNE-Metalle\n\nMetall, Eisen\n\nandere NE-Mineralien\n\nZement, Beton\n\nChemie, Pharma\n\nPapier, Druck\n\nTextil, Leder\n\nNahrungsmittel\n\n4'593 3'729 1'785\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 9 \n \n\n \n\nQuellen: \n\n— BFE 2016: Bericht Erhebung Energieverbrauch in Industrie und DL \n\n— BFE 2017: Gesamtenergiestatistik 2016 \n\n— BFE 2017: Analyse des schweizerischen Energieverbrauchs 2000 – 2016  \n\nnach Verwendungszwecken \n\n— ifeu 2010: Prozesswärme im Marktanreizprogramm \n\n \n\nb) Heutiger Einsatz von Gas ohne Netzinfrastruktur \n\nNeben dem Vertrieb von Gas über ein Verteilnetz wird Erdgas in der Schweiz auch verflüssigt \n\nverkauft (liquified natural gas, LNG). Es wird durch Druck und Abkühlung verflüssigt und redu-\n\nziert sein Volumen dadurch ungefähr um den Faktor 600. 2017 wurden in der Schweiz \n\n13.6 GWh verflüssigtes Erdgas importiert. Dies entspricht im Vergleich zum importierten gas-\n\nförmigen Erdgas einem Mengenanteil von nur 0.03 %.  \n\nAuch zu erwähnen ist das sogenannte Flüssiggas (liquified petroleum gas, LPG). Es besteht \n\naus Propan, Butan oder einem Gemisch, das in Druckflaschen, Lastwagen oder Bahnkessel-\n\nwagen transportiert wird. Es wird unter anderem im Freizeitbereich, bei Festwirtschaften und \n\nin Schiffen eingesetzt. 2017 wurden in der Schweiz 331.5 GWh verflüssigtes Propan und \n\n35.2 GWh verflüssigtes Butan importiert. Dies entspricht im Vergleich zum importierten gasför-\n\nmigen Erdgas einem Mengenanteil von 0.8 % beziehungsweise 0.1 %. \n\n \n\nQuellen: \n\n— EZV Admin: Import Waren 2711 (Link) \n\n— Website Schweizerischer Verband Flüssiggas (FVF, Link) \n\n \n\nc) Herkunft von Erdgas in der Schweiz  \n\nDie Schweiz importiert ihr Erdgas vor allem aus der EU, Russland und Norwegen  \n\n(s. Abbildung 5). \n\n \n\nAbbildung 5:  Herkunft der Schweizer Gasimports im Jahr 2016 (Quelle: Swissgas 2017) \n\n36%\n\n35%\n\n21%\n\n8%\n\nEuropäische Union\n\nRussland\n\nNorwegen\n\nSonstige\n\nhttps://www.gate.ezv.admin.ch/swissimpex/public/bereiche/waren/query.xhtml\nhttps://www.propan.ch/\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 10 \n \n\n \n\nQuelle:  \n\n— Swissgas 2017: Jahresbericht 2016 \n\n \n\nd) Akteure Erdgas in der Schweiz  \n\nAbbildung 6 zeigt eine Übersicht über den historisch gewachsenen Schweizer Erdgasmarkt: \n\nRund 40 % aller Schweizer Gemeinden sind an das Erdgasnetz angeschlossen. Die 961 an-\n\ngeschlossenen Gemeinden werden von über 100 lokalen Gasversorgungsunternehmen (GVU) \n\nüber deren Verteilnetze beliefert. Die lokalen GVU und ihre Infrastruktur sind grösstenteils im \n\nBesitz der öffentlichen Hand und zudem Querverbundunternehmen, die weitere Dienstleistun-\n\ngen wie die Strom-, Wasser- oder Fernwärmeversorgung anbieten. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 6:  Struktur und Besitzverhältnisse der Schweizer Gasnetzbetreiber (Quelle: BFE 2016) \n\n \n\nDen GVU vorgelagert sind die vier Regionalgesellschaften Gaznat SA (Gaznat), Erdgas Ost-\n\nschweiz (EGO), Gasverbund Mittelland (GVM) und Erdgas Zentralschweiz (EGZ). Diese sind \n\nim Besitz der lokalen GVU und arbeiten nicht gewinnorientiert. Sie beschaffen und transportie-\n\nren Erdgas über regionale Hochdruckleitungen. Die vier Gesellschaften wiederum sind mit dem \n\nnationalen Verband Eigentümer der nationalen Swissgas AG, welche bis 2018 Erdgas im in-\n\nternationalen Handel nicht gewinnorientiert beschaffte. 2018 wurde ca. 50 % des Erdgases \n\nüber die Swissgas, bzw. ihre Tochter SET (Swiss Energy Trading), importiert, immer mehr \n\nagieren die Regionalgesellschaften und GVU jedoch auch selbstständig auf dem Importmarkt. \n\nSwissgas betreibt eigene Hochdruckleitungen in der Schweiz und ist mit 51 % an der Transit-\n\ngas AG beteiligt, die die Transitleitung durch die Schweiz betreibt. Die Strukturen sind in Be-\n\nwegung. Swissgas hat 2019 bekannt gegeben, in den nächsten Jahren ihre Aktivitäten in den \n\nBereichen Gasnetz und Gasbeschaffung zu entflechten («Unbundling») und sich auf die Rolle \n\nals Netzgesellschaft zu konzentrieren (Swissgas 2019). Künftig werden die drei \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 11 \n \n\n \n\nRegionalgesellschaften Gaznat, GVM und EGZ direkt Eigentümer der SET für eine gemein-\n\nsame Gasbeschaffung.  \n\n \n\nQuellen: \n\n— BFE 2016: Entflechtung der Schweizer Gasnetzbetreiber \n\n— Swissgas 2017: Jahresbericht 2016  \n\n— Swissgas 2019: Medienmitteilung vom 25. Juni 2019 \n\n— Website Swissgas: Link \n\n \n\n1.2 Offene Fragen  \n\na) Wie verteilt sich die Nachfrage nach Gas heute über das Jahr  \n\nund was bedeutet dies für die Infrastruktur? \n\n Nachfrage über das Jahr \n\nWird der Gasimport als Indikator für die Nachfrage genommen, ist die Nachfrage nach Erdgas \n\nstark saisonal geprägt. Sie ist in den Wintermonaten insgesamt 4 bis 5 Mal so hoch wie in den \n\nSommermonaten. Die Graphik des Jahresgangs entspricht dem Bild des Gasverbrauchs nach \n\nVerwendungszweck (siehe Kapitel 1.1a)). Die Bandlast, die vor allem aufgrund der Nachfrage \n\nnach Gas für Prozesswärme und Warmwasser besteht liegt bei ca. 1'000 GWh pro Monat. \n\nInsgesamt, d.h. über das ganze Jahr betrachtet macht Sie etwas mehr als einen Drittel aus. \n\nDer Anteil am monatlichen Gesamtverbrauch schwankt jedoch stark. In den Sommermonaten \n\nbeträgt der Anteil fast 100%. In den Wintermonaten liegt der Anteil bei rund 20%.   \n\n \n\n \n\nAbbildung 7:  Gesamter monatlicher Erdgas-Import der Schweizer Gaswirtschaft von 2014 bis 2016 (Quelle: VSG 2017) \n\n \n\nBetrachtet man nur den Verwendungszweck Raumwärme, ist die Saisonalität noch stärker. \n\nAbbildung 8 zeigt dazu einen nach SIA 2024 gerechneten Verlauf. Der Verbrauch von Warm-\n\nwasser als weiterem Verwendungszweck ist gemäss der SIA Norm hingegen übers Jahr kon-\n\nstant. Zu weiteren Verwendungszwecken wurden keine Daten gefunden, die den Verlauf über \n\ndas Jahr aufzeigen. Grundsätzlich kann davon ausgegangen werden, dass der Verlauf für \n\n0\n\n1’000\n\n2’000\n\n3’000\n\n4’000\n\n5’000\n\n6’000\n\nJ F M A M J J A S O N D\n\nm\no\nn\na\ntl\nic\n\nh\ne\nr\n\nE\nrd\n\ng\na\ns\nim\n\np\no\nrt\n\n [\nG\n\nW\nh\n]\n\n2014\n\n2015\n\n2016\n\nhttp://www.swissgas.ch/unternehmen/ueber-uns.html\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 12 \n \n\n \n\nProzesswärme wenig saisonal ist, der Verlauf für die Stromproduktion hingegen eine starke \n\nSaisonalität aufweist.  \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 8:  Typischer Verlauf des Heizwärmebedarfs (ohne Warmwasser) eines Schweizer Einfamilienhauses (EFH) \n\nund eines Schweizer Mehrfamilienhauses (MFH) über das Jahr (höchster Verbrauch = 100 %)  \n\n(Quelle: SIA2024:2015) \n\n \n\n Bedeutung für die Infrastruktur \n\n− Die ungleich saisonale Verteilung der Gasnachfrage bedeutet für die Infrastruktur, dass die \n\nDimensionierung für die Jahreshöchstlast im Winter ausgelegt werden muss. Im Verteilnetz \n\nbedeutet dies eine grössere Dimensionierung der Leitungen. Dies hat jedoch nur geringe \n\nAuswirkung auf die Bau- und Betriebskosten, da diese von anderen Faktoren abhängen, \n\nwie bspw. ob die Grabungsarbeiten mit anderen Arbeiten wie Strassensanierungen oder \n\nanderen Werkleitungsersatz kombiniert werden können oder nicht.  \n\n− Die ungleiche saisonale Verteilung wird zukünftig ausgeglichener, da der mittlere Raum-\n\nwärmebedarf zurückgeht. Dies ist vor allem auf die Klimaerwärmung und die steigende \n\nEnergieeffizienz von Bauten zurückzuführen. Die Leistungsspitzen (und damit die Anforde-\n\nrung an die Kapazität der Infrastruktur) werden jedoch weniger schnell sinken als die Ener-\n\ngiebedarfsspitzen. Falls Gasheizungen im Bestand mit Sonnenkollektoren kombiniert wer-\n\nden (eine der Standardlösungen in der MuKEn 2014), geht im Sommer auch die Gas-Band-\n\nlast für die Wassererwärmung zurück, womit sich die ungleiche saisonale Verteilung wieder \n\netwas erhöht. \n\n− Die Kapazität der Speicherung im Erdgasnetz selbst (Line-Pack) wird durch den saisonalen \n\nNachfrageverlauf nach Erdgas kaum beeinflusst. Diese Kapazität ergibt sich aus dem Lei-\n\ntungsvolumen und der nutzbaren Druckdifferenz. \n\n− Aufgrund des saisonalen Verlaufs der Nachfrage besteht im Sommer ein geringeres  \n\nPotenzial, um Erdgas mit synthetischem Gas zu substituieren.  \n\n− Auf Stufe Verteilnetz gibt es schon heute Regionen im Netz, die in nachfragearmen Som-\n\nmermonaten mit der eigenen Biogasproduktion in die Nähe eines Überangebots kommen. \n\nSollte in Zukunft synthetisches Gas auf dieser Ebene produziert werden, muss entweder \n\ndie Produktion gedrosselt werden oder es müssen Speichermöglichkeiten geschaffen  \n\nwerden. \n\n \n\n  \n\n0%\n\n20%\n\n40%\n\n60%\n\n80%\n\n100%\n\nJ F M A M J J A S O N D\n\nHeizwärme (EFH)\n\nHeizwärme (MFH)\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 13 \n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nDie Teilnehmenden der Stakeholder-Gruppe nehmen zu folgenden zentralen  \n\nAussagen wie folgt Stellung: \n\nAussagen \n\n \n\nJa Nein Enthaltung \n\n1.  Die ungleich saisonale Verteilung der Gasnachfrage bedeutet für die Inf-\n\nrastruktur in der Regel, dass die Dimensionierung für die Jahreshöchst-\n\nlast im Winter ausgelegt werden muss.  \n\n15 0 0 \n\n2. Die Nachfragecharakteristik hat keinen massgeblichen Einfluss auf die \n\nKapital- und Betriebskosten. \n\n15 0 0 \n\n3. Das Verhältnis zwischen Spitzenleistung und durchschnittlicher Leistung \n\nwird sich vergrössern, da insbesondere der mittlere Raumwärmebedarf \n\nzurückgeht. \n\n15 0 0 \n\n4. Der Rückgang der Gasnachfrage stellt eine zunehmende betriebswirt-\n\nschaftliche Herausforderung für den Erhalt und Betrieb der Infrastruktur \n\ndar. \n\n15 0 0 \n\n5. Die Entwicklung (mehrheitlich Rückgang) der Gasnachfrage ist räumlich \n\ndifferenziert zu betrachten. \n\n15 0 0 \n\n \n \n\n \n\nQuellen: \n\n— Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft (FfE) 2014: Studie über  \n\nEinflussfaktoren auf den zukünftigen Leistungsbedarf der Verteilnetzbetreiber \n\n— SIA 2024:2015 \n\n— VSG 2017: Erdgas/Biogas in der Schweiz, VSG-Jahresstatistik, Ausgabe 2017 \n\n \n\nb) Welches sind die Treiber der künftigen Gas-Nachfrage  \n\nnach Verwendungszweck?  \n\n Übersicht  \n\nEine Auswahl wichtiger Treiber der künftigen Gas-Nachfrage wird in diesem Kapitel beschrie-\n\nben und auf ihren möglichen Wirkungszusammenhang mit der Gas-Nachfrage untersucht. Ta-\n\nbelle 1 zeigt eine qualitative Übersicht über die Entwicklung und Wirkung der verschiedenen \n\nTreiber. \n\nInsgesamt ergibt sich für die Gaswirtschaft im Hinblick auf die Rahmenbedingungen ein \n\nschwieriges Umfeld. Dies bestätigt auch Marktumfragen der Gasbranche 2013 und 2015: Je-\n\nweils rund 80 % der Befragten gaben an, dass sie eine moderate oder gar signifikante Ver-\n\nschlechterung der Rahmenbedingungen erwarten. \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 14 \n \n\n \n\n Bisherige \n\nEntwicklung \n\nZukünftiger \n\nTrend \n\nWirkungs- \n\nzusammenhang \n\nBevölkerungswachstum    \n\nWirtschaftswachstum   ? \n\nSanierungstätigkeit    \n\nPol. Rahmenbedingungen    \n\nCO2-Abgabe \n  \n\nggü. Heizöl:  \n\nggü. erneuerb. Energien:  \n\nCO2-Grenzwerte -   \n\nMuKEn-Anforderungen    \n\nFörderung Gebäude    \n\nTechnische Entwicklung - - versch. Zusammenhänge \n\nEnergiepreise  ? ? \n\nLiberalisierung Gasmarkt -   \n\nKlimawandel    \n\nTabelle 1:  Qualitative Übersicht über bisherige und erwartete Entwicklung verschiedener Treiber der Gas -Nachfrage \n\nund mögliche Wirkungszusammenhänge (Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes).  \n\n \n\nDiese Treiber beziehen sich grösstenteils auf die Gas-Nachfrage im Gebäudebereich für die \n\nVerwendungszwecke Raumwärme und Warmwasser. Diese machen gemeinsam über 60 % \n\ndes Schweizer Gasverbrauchs aus (siehe Kapitel 1.1a)). Für einige weitere wichtige Verwen-\n\ndungszwecke ist eine spezifische Betrachtung jedoch sinnvoll. \n\nDie Gas-Nachfrage für den Verwendungszweck Prozesswärme ist vor allem vom Wirtschafts-\n\nwachstum und vom Industrie-Anteil an der Gesamt-Volkswirtschaft abhängig. Generell ist Gas \n\nfür Prozesswärme schwieriger zu ersetzen als in anderen Verwendungszwecken (s. Kapitel \n\nd)). Dies macht eine starke Abnahme der Nachfrage unwahrscheinlich, es kann jedoch bei nur \n\nmoderatem Wirtschaftswachstum und einem tendenziell abnehmenden Industrie-Anteil nicht \n\nvon sehr dynamischen Entwicklungen ausgegangen werden. Stetig steigende Effizienz von \n\nProzessen ist ein potenzielles Hemmnis für die Entwicklung der Gas-Nachfrage für Prozess-\n\nwärme, ebenso Effizienzgewinne durch politische Massnahmen wie Zielvereinbarungen. Eine \n\nsteigende CO2-Abgabe bedeutet für Gas eine höhere Konkurrenzfähigkeit gegenüber anderen \n\nfossilen Brennstoffen, was besonders für die Erzeugung von Prozesswärme förderlich ist für \n\ndie Gas-Nachfrage. Gas könnte bei Hochtemperaturprozessen einzig durch Biomasse ersetzt \n\nwerden. Allgemein herrscht in der Industrie eine sehr tiefe Zahlungsbereitschaft für erneuer-\n\nbare Wärme. Somit ist die Wirtschaftlichkeit von Gas für den Standortentscheid grösserer pro-\n\nduzierenden Industriefirmen und damit für die Gas-Nachfrage für den Verwendungszweck Pro-\n\nzesswärme von Bedeutung. Sie hängt stark von den Entwicklungen der Netzentgelte (und da-\n\nmit auch von Wechselwirkungen zwischen den Kundengruppen) und der Energiepreise ab. \n\nFür die Stromproduktion wird in der Schweiz bis anhin beinahe kein Gas verwendet (siehe \n\nKapitel 1.1a)). Die künftige Nachfrage nach Gas für die Stromproduktion ist abhängig von der \n\nEntwicklung des gesamten europäischen Strommarkts, insbesondere des Rück- bzw. Ausbaus \n\nder Kapazitäten verschiedener Kraftwerkstypen und der Qualität, des Preises und der \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 15 \n \n\n \n\nzeitlichen Variabilität des resultierenden Angebots. Dies wiederum hängt unter anderem stark \n\nvon Entwicklungen der Technologien, der Energiepreise, der Politik, der Wirtschaft und von \n\nHemmnissen beim Ausbau des Stromnetzes ab. Auch die politischen Rahmenbedingungen der \n\nSchweiz sind relevant, vor allem wie in Zukunft Anlagen mit Wärme-Kraft-Kopplung in der \n\nKlimapolitik behandelt werden und wie Inlandproduktion von Strom gegenüber Stromimport \n\nbewertet wird. Allfällige zentrale Grossanlagen (GuD) werden aber mit Sicherheit dem vorge-\n\nlagerten Netz angegliedert und die Verteilnetze nicht tangieren. Die Rolle von Gas in der künf-\n\ntigen Stromproduktion ist stark abhängig vom Verlauf des übrigen Stromangebots über das \n\nJahr (Sommer/Winter). \n\nIn der Mobilität ergeben sich potenziell Chancen für eine Steigerung der Gas-Nachfrage, ins-\n\nbesondere auch nach erneuerbarem Gas. Allerdings weisen das Fahrzeugangebot und das \n\nTankstellennetz im Vergleich zu konventionellen Fahrzeugen noch Schwächen auf. Das \n\ngrösste Potenzial dürfte die Anwendung von LNG und CNG im Schwerverkehr aufweisen. Das \n\nAusmass der Treiberwirkung ist jedoch mit grösster Unsicherheit behaftet. In diesem Bereich \n\nbesteht mit der aufstrebenden Elektromobilität auch eine sehr starke Konkurrenz, die eine Stei-\n\ngerung der Gas-Nachfrage potenziell hemmt. Doch auch bei der Elektromobilität weisen das \n\nFahrzeugangebot und das Ladestellennetz im Vergleich zu konventionellen Fahrzeugen noch \n\nSchwächen auf. \n\n \n\n Bevölkerungswachstum \n\nDie Bevölkerung hat in den letzten Jahren stetig zugenommen. Es wird geschätzt, dass sie in \n\nZukunft weiter zunehmen wird (Abbildung 9). \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 9:  Bisherige Entwicklung der ständigen Wohnbevölkerung der Schweiz (durchgehend) und Trend bis 2045 \n\ngemäss drei Szenarien des Bundes (gestrichelt) (Quellen: BFS 2015; BFS 2017)  \n\n \n\nWirkungszusammenhang: Unter der Annahme, dass alle anderen Faktoren konstant bleiben, \n\nführt ein Bevölkerungswachstum zu einer Zunahme der Energiebezugsfläche und damit zu \n\nmehr Nachfrage nach Energie. Zusätzlicher Wohnraum wird jedoch in Neubauten oder Ersatz-\n\nneubauten geschaffen, die praktisch kein Gas mehr verbrauchen. Dadurch hat ein Bevölke-\n\nrungswachstum keine Auswirkung auf die Gas-Nachfrage. \n\n \n\n0\n\n2\n\n4\n\n6\n\n8\n\n10\n\n12\n\n1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050\n\nW\no\nh\nn\nb\ne\nvö\n\nlk\ne\nru\n\nn\ng\n\n[M\nio\n\n. \nE\n\nin\nw\n\no\nh\nn\ne\nr]\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 16 \n \n\n \n\n Wirtschaftswachstum \n\nDas Bruttoinlandsprodukt (BIP) ist seit 1995 im Schnitt um 1.8 % pro Jahr gewachsen. Das BIP \n\npro Kopf stieg im gleichen Zeitraum durchschnittlich um 1.0 % pro Jahr. Das Staatssekretariat \n\nfür Wirtschaft SECO prognostiziert, dass sowohl das BIP wie das BIP pro Kopf in Zukunft weiter \n\nsteigen wird (Abbildung 10). \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 10: Trend des BIP und des BIP pro Kopf bis 2050 gemäss Prognose des SECO in  \n\nden Energieperspektiven 2050 (Quelle: BFE 2012) \n\n \n\nWirkungszusammenhang: Unter der Annahme, dass alle anderen Faktoren konstant bleiben, \n\nführt eine Zunahme des BIP zu einer Zunahme des Energieverbrauchs. Da unklar ist, wie sich \n\ndie Branchen entwickeln, die einen Prozesswärmebedarf haben, ist unklar, wie sich die Gas-\n\nNachfrage entwickeln wird. Ein steigendes BIP pro Kopf kann als Indikator von steigendem \n\nWohlstand und damit steigendem Bedarf an Energiebezugsfläche pro Kopf dienen. Diese Zu-\n\nnahme führt zu einem steigenden Energiebedarf. Der steigende Raumbedarf wird aber wiede-\n\nrum vor allem in neuen Gebäuden gedeckt, die praktisch kein Gas verbrauchen, weshalb er \n\nkeinen weiteren Einfluss auf die Gas-Nachfrage hat. \n\n \n\n Sanierungstätigkeit \n\nBei Sanierungen an Gebäuden ist zwischen energetischen Erneuerungsmassnahmen und \n\n(energetisch nicht wirksamen) Instandsetzungsmassnahmen zu unterscheiden. Eine energeti-\n\nsche Erneuerung kann einerseits an der Gebäudehülle erfolgen, andererseits durch Ersatz der \n\nHeizanlage.  \n\nDie heutige energetische Erneuerungsrate der Gebäudehülle (Sanierungsrate) wird häufig mit \n\neinem Prozent beziffert (BFE 2014). Empirisch belastbare Grundlagen bestehen für energeti-\n\nsche Erneuerungsraten nach Bauelementen: diese sind am höchsten für Fenster (bis zu 3% \n\nfür Mehrfamilienhäuser) und am tiefsten für Erneuerungen der Fassade (deutlich unter 1% so-\n\nwohl bei Wohn- als auch Dienstleistungsgebäuden). Aus Sicht der Energiepolitik soll die Sa-\n\nnierungsrate gesteigert werden: Im Ziel-Szenario «Neue Energiepolitik» der Energieperspekti-\n\nven wird nahezu eine Verdoppelung der Sanierungsrate angenommen, damit die gesetzten \n\nZiele erreicht werden können.  \n\n0\n\n10\n\n20\n\n30\n\n40\n\n50\n\n60\n\n70\n\n80\n\n90\n\n0\n\n100\n\n200\n\n300\n\n400\n\n500\n\n600\n\n700\n\n800\n\n900\n\n2000 2010 2020 2030 2040 2050\n\nB\nIP\n\n r\ne\na\nl \n\np\nro\n\n K\no\np\nf \n\n[T\na\nu\ns\ne\nn\nd\n C\n\nH\nF\n\n]\n\nB\nIP\n\n r\ne\na\nl\n\n[M\nill\n\nia\nrd\n\ne\nn\n C\n\nH\nF\n\n]\n\nBIP real BIP real pro Kopf\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 17 \n \n\n \n\nDie Sanierungsrate von Heizungsanlagen beträgt knapp 4%. Sie wird stark beeinflusst durch \n\ndie Nutzungsdauer der Heizungen. Beim Ersatz fossiler Heizanlagen überwiegt der «Eins-zu-\n\nEins-Ersatz» (Ersatz mit gleichem Heizsystem). Durch die MuKEn 2014 verändern sich die \n\nkantonalen Energiegesetze und werden stärkere Anreize für einen Anlagenwechsel gesetzt. \n\nAuch die neuen Minergie-Bauvorschriften verlangen 100% erneuerbare Energieträger.  \n\nWirkungszusammenhang: Eine hohe Sanierungstätigkeit an der Gebäudehülle führt zu einer \n\nReduktion des mittleren Wärmebedarfs des Verwendungszwecks Raumwärme und damit zu \n\neiner Reduktion des Absatzpotenzials von Raumwärme. \n\n \n\n Politische Rahmenbedingungen: CO2-Abgabe \n\nSeit 2008 wird in der Schweiz eine CO2-Abgabe auf Brennstoffe erhoben. Abbildung 11 zeigt \n\nihre bisherige Entwicklung in Rp./kWh für Erdgas und Heizöl (durchgehende Linie). Bisher war \n\neine allfällige Erhöhung jeweils an das Erreichen von CO2-Zwischenzielen gekoppelt. Seit ihrer \n\nEinführung wurde die Abgabe viermal erhöht.  \n\nDie mögliche zukünftige Entwicklung ist gestrichelt dargestellt und stützt sich auf die Botschaft \n\ndes Bundesrats zur Totalrevision des CO2-Gesetzes. Sie zeigt den Pfad der jeweils frühest-\n\nmöglichen Erhöhung. Damit könnte der Maximalsatz von 210 Fr./t CO2 (bzw. 4.3 Rp./kWh Erd-\n\ngas und 5.6 Rp./kWh Heizöl) frühestens 2028 erreicht werden. Welche Abgabesätze und wel-\n\ncher Anpassungsmechanismus festgelegt wird, wird sich erst in den parlamentarischen Bera-\n\ntungen und allenfalls vor dem Volk entscheiden. Ein allfäll iger Übergang zu einer allgemeinen \n\nTreibhausgas-Abgabe könnte in Zukunft fossile Energieträger zusätzlich verteuern.  \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 11:  Bisherige Entwicklung (durchgehend) der gesetzlich vorgeschriebenen CO2-Abgabe in Rp./kWh  \n\nund frühest mögliche Erhöhung (gestrichelt) gemäss Entwurf der Revision des CO 2-Gesetzes  \n\n(Quellen: BAFU 2015/2016; BR 2017; Medienmitteilungen des Bundes 2015/2017) \n\n \n\nWirkungszusammenhang: Unter der Annahme, dass alle anderen Faktoren konstant bleiben, \n\nführt eine weitere Erhöhung der CO2-Abgabe zu einer Veränderung der Konkurrenzfähigkeit \n\nvon Erdgas gegenüber anderen Energieträgern. Die Konkurrenzfähigkeit gegenüber erneuer-\n\nbaren Energien nimmt ab, die Konkurrenzfähigkeit gegenüber Heizöl nimmt zu. Abbildung 12 \n\nzeigt, dass zumindest für Raumwärme bis heute der Vorteil gegenüber anderen fossilen Ener-\n\ngieträgern überwiegt, denn nur Wärmepumpen sind zahlenmässig stärker gewachsen als Gas-\n\nheizungen. Die Zunahme des Gasverbrauchs durch Substitution von Heizöl wird einen Peak \n\n0.0\n\n1.0\n\n2.0\n\n3.0\n\n4.0\n\n5.0\n\n6.0\n\n2008 2012 2016 2020 2024 2028\n\nC\nO\n\n2\n-A\n\nb\ng\na\nb\ne\n \n[R\n\np\n./\n\nk\nW\n\nh\n]\n\nHeizöl\n\nErdgas\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 18 \n \n\n \n\nerreichen, da Gas seinerseits von erneuerbaren Energieträgern ersetzt wird. Der genaue Ver-\n\nlauf dieses grundsätzlichen Pfads hängt stark von den lokal vorhandenen Alternativen ab (z.B. \n\nAnergienetze oder Fernwärmeverbünde). \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 12:  Entwicklung der Marktanteile pro Energieträger für Wärmeanwendungen in Gebäuden  \n\n(auf Basis der Anzahl Heizungen), (Quelle: BFS 2015/2016) \n\n \n\n Politische Rahmenbedingungen: nationale CO2-Grenzwerte \n\nDer Bundesrat hat 2017 den Entwurf für die Revision des CO2-Gesetzes vorgelegt. Im Gebäu-\n\ndebereich sieht er quantitative Reduktionsziele für die Kantone vor. Werden diese bis \n\n2026/2027 verfehlt, gelangen ab 2029 CO2-Grenzwerte für Gebäude direkt zur Anwendung. \n\nDiese kommen zu tragen, wenn in einem Gebäude die Heizung ersetzt wird. Das Gesetz ist \n\naktuell (Herbst 2019) in Beratung. Der Nationalrat lehnte 2018 in der Gesamtabstimmung den \n\nangepassten Entwurf. Der Ständerat schlägt nun vor, dass für die Einführung von Grenzwerten \n\ndie kantonale Zielerreichung nicht abgewartet wird, sondern direkt ab 2023 Grenzwerte einge-\n\nführt werden sollen. Sie sollen bei bestehenden Bauten 20 kg CO2/m2 Energiebezugsfläche \n\nbetragen und bei Neubauten null kg/m2. Die Grenzwerte für bestehende Bauten sollen in 5-\n\nJahresschritten gesenkt werden. \n\nWirkungszusammenhang: Ob und in welcher Form CO2-Grenzwerte eingeführt werden, ist vom \n\nParlament und allenfalls von einem Volksentscheid abhängig. Unter der Annahme, dass alle \n\nanderen Faktoren konstant bleiben, würden diese Grenzwerte zu einer abnehmenden Nach-\n\nfrage nach Erdgas im Gebäudebereich führen. Die Wirkung auf erneuerbares Gas ist dabei \n\nabhängig von seiner klimapolitischen Bewertung im Vergleich zu anderen erneuerbaren Ener-\n\ngieträgern. \n\n \n\n Politische Rahmenbedingungen: MuKEn  \n\nDie Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn) sind das gemeinsam erarbei-\n\ntete «Gesamtpaket» energierechtlicher Mustervorschriften im Gebäudebereich. Die Basismo-\n\ndule daraus werden jeweils mehrheitlich von den Kantonen in ihre Energiegesetze übernom-\n\nmen. Das Regelwerk beinhaltet unter anderem Vorschriften zur Energieeffizienz und zum ma-\n\nximal fossil abgedeckten Wärmeverbrauch von Neubauten. Die MuKEn (2000, 2008 und 2014) \n\nsind die Weiterentwicklung der «Musterverordnung rationelle Energienutzung in Hochbauten» \n\nvon 1992. Abbildung 13 zeigt die Entwicklung des vorgegebenen Wärmeverbrauchs eines \n\n0%\n\n10%\n\n20%\n\n30%\n\n40%\n\n50%\n\n60%\n\n70%\n\n1990 1995 2000 2005 2010 2015\n\nGas\n\nHeizöl\n\nHolz\n\nWärmepumpe\n\nElektrizität\n\nFernwärme\n\nSonstige\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 19 \n \n\n \n\nGebäudes pro m2 Energiebezugsfläche. Die Vorschriften haben dazu geführt, dass Neubauten \n\nsehr viel weniger Wärme verbrauchen und einen wachsenden Anteil der Wärme erneuerbar \n\nherstellen. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 13:  Bisherige Entwicklung der Vorschriften an den Wärmebedarf von Gebäuden in kWh/m 2 EBF  \n\n(Quelle: Bulletin 2017) \n\nWirkungszusammenhang Neubauvorschriften: Neubauten, die den Gebäudebestand vergrös-\n\nsern (nicht Ersatzneubauten), führen grundsätzlich zu einer zunehmenden Nachfrage nach \n\nEnergie und damit potenziell auch nach Gas. Wird diese Zunahme aber dem Bevölkerungs-\n\nwachstum und der steigenden Flächenbedürfnisse zugerechnet, führen die Neubau-Vorschrif-\n\nten zu einer abnehmenden Nachfrage nach Energie und spezifisch auch nach fossilen Ener-\n\ngieträgern.  \n\nAktuelle Entwicklungen – MuKEn Modul F: Die neuste Auflage der MuKEn (2014) beinhaltet \n\neine neue Vorschrift bei bestehenden Gebäuden. Vereinfach formuliert verpflichtet diese Ge-\n\nbäudeeigentümer beim Ersatz einer fossilen Heizung dazu, für einen Mindestanteil erneuerba-\n\nrer Energien oder für eine Senkung des Energiebedarfs zu sorgen. Die Vorschrift gilt nur für \n\nWohngebäude mit einer geringen Hülleneffizienz. Die Gebäudeeigentümer können die Vor-\n\nschrift rechnerisch im Detail erfüllen oder aber eine von 11 vordefinierten Standardlösungen \n\numsetzen. Darunter befinden sich diverse Lösungen, die unter anderem eine Gasheizung be-\n\ninhalten (bspw. die Kombination einer Gasheizung mit einer solarthermischen Anlage). Die \n\nUmstellung auf Biogas wird durch die MuKEn 2014 nicht als Lösung angerechnet. Die schluss-\n\nendliche Umsetzung in die Gesetzgebung liegt jedoch in den Händen der Kantone und kann \n\nvon den Empfehlungen der MuKEn 2014 abweichen. So anerkennt bspw. der Kanton Luzern \n\nBiogas, wenn die Hauseigentümer gleichzeitig mit der neuen Gasheizung im Umfang von 20% \n\nBiogas-Zertifikate für 20 Jahre beschaffen. Aktuell werden die Energiegesetze in diversen Kan-\n\ntonen revidiert. Für diejenigen Kantone, welche entgegen der Empfehlung Biogas als Erfüllung \n\nder Pflicht anerkennen möchten, hat die Konferenz kantonaler Energiedirektoren im Herbst \n\n2019 einen koordinierten Vorschlag erarbeitet, wie eine Biogaslösung zu handhaben wäre. \n\nWirkungszusammenhang MuKEn Modul F: Heute ist zum grossen Teil noch unklar, welche \n\nKantone diese Vorschriften in welcher Form in ihr Energiegesetz übernehmen werden. Erste \n\nErfahrungen aus dem Kanton Luzern  zeigen, dass ein Grossteil der Eigentümer auf Wärme-\n\npumpen umsteigen. Die neue Vorschrift führt also zu einer Abnahme der Nachfrage nach Erd-\n\ngas bei unsanierten Wohngebäuden. Die Wirkung auf erneuerbares Gas ist von der Form der \n\nUmsetzung in den Kantonen abhängig. \n\n120\n100\n\n48\n35\n\n0\n\n20\n\n40\n\n60\n\n80\n\n100\n\n120\n\n140\n\nVerordnung\n\n1992\n\nMuKEn\n\n2000\n\nMuKEn\n\n2008\n\nMuKEn\n\n2014\n\nV\no\nrs\n\nc\nh\nri\nft\ne\nn\n a\n\nn\n W\n\nä\nrm\n\ne\n-\n\nb\ne\nd\na\nrf\n \n[k\n\nW\nh\n/m\n\n2\nE\n\nB\nF\n\n]\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 20 \n \n\n \n\nKünftige Entwicklungen: Die Konferenz kantonaler Energiedirektoren hat in ihrer «Gebäudepo-\n\nlitik 2050» ihre energie- und klimapolitische Positionierung dargelegt. Sie strebt bis 2050 die \n\nReduktion der CO2-Emissionen im Gebäudebereich auf einen Zielwert von unter 20% gegen-\n\nüber 1990 an (Reduktion von mehr als 80%). Sie sieht dazu unter anderem eine Anpassung \n\nder MuKEn im 10-Jahres-Rhythmus vor. So soll beim Ersatz fossiler Heizungen ein immer \n\nhöherer Anteil erneuerbarer Energien vorgeschrieben werden. \n\n \n\n MuKEn 2025 MuKEn 2035 MuKEn 2045 \n\nNeubauten − geringe externe Energie-\n\nbezüge \n\n− Eigenstromerzeugung \n\n− zusätzlich: nur Heizsys-\n\nteme, die auf erneuerba-\n\nren Energien basieren  \n\n \n\nbestehende Bauten  − höherer Anteil erneuer- \n\nbarer Energien bei Ersatz \n\nfossiler Heizung  \n\n− Erhöhung Zielsetzung für \n\nenerg. Sanierung \n\n− Ersatz fossiler Heizungen \n\nnur durch erneuerbare \n\nEnergien (+ Ausnahmen) \n\n− Erhöhung Zielsetzung für \n\nenerg. Sanierung \n\n− Ersatzfrist fossile Heizun-\n\ngen nur durch erneuer-\n\nbare Energie (+ Ausnah-\n\nmen) \n\n− Erhöhung Zielsetzung  \n\nfür energ. Sanierung \n\nTabelle 2:  Strategische Landkarte der Konferenz kantonaler Energiedirektoren (EnDK) zur Entwicklung der kantona-\n\nlen Gebäudepolitik (EnDK 2016, Leitbild Gebäudepolitik 2050) \n\n \n\nWirkungszusammenhang künftige Entwicklung: Die Stossrichtung ist klar. Wird die Planung in \n\netwa umgesetzt und bleiben alle anderen Faktoren konstant, führen diese Vorschriften zu einer \n\nstarken Abnahme der Nachfrage nach Erdgas im Gebäudebereich. Die Wirkung auf erneuer-\n\nbares Gas ist von seiner klimapolitischen Bewertung abhängig. \n\n \n\n Politische Rahmenbedingungen: Förderung im Gebäudebereich \n\nBund und Kantone fördern seit Jahren die energetische Sanierung von Gebäuden und den \n\nEinsatz von erneuerbaren Energien. Von 2010 bis 2016 wurden dafür rund 200 Mio. Fr. pro \n\nJahr an Gebäudeeigentümer ausbezahlt. Das Parlament diskutiert derzeit (Herbst 2019) im \n\nRahmen der Beratung zur Totalrevision des CO2-Gesetzes über die die Höhe, zeitliche Dauer \n\nund Modalitäten der künftigen Förderung in diesem Bereich.  \n\nWirkungszusammenhang: Unter der Annahme, dass alle anderen Faktoren konstant bleiben, \n\nführt die Förderung im Gebäudebereich zu einer Abnahme der Nachfrage nach Gas in Gebäu-\n\nden, da diese weniger Wärme verbrauchen und vermehrt auf erneuerbare Energien wechseln \n\n(erneuerbare Gase werden nicht gefördert). \n\n  \n\n Technische Entwicklungen (Konkurrenztechnologien) \n\nGemäss dem allgemeinen Vorgehen werden in Tabelle 3 technologische Entwicklungen ein-\n\nzeln betrachtet und bewertet. \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 21 \n \n\n \n\nTechnologie  Beschrieb Wirkung \n\nWärmepumpen  starke Entwicklung und grosser Anstieg Effizienz \n\nüber die letzten 20 Jahre. Heute Weiterentwick-\n\nlung in kleineren Schritten.  \n\nhemmend für Gas, weil stärkerer  \n\nKonkurrent \n\nEnergieverbünde  \n\nmit erneuerbaren \n\nEnergien \n\nInsbesondere in urbanen, dicht bebauten Gebie-\n\nten kann die leitungsgebundene Verwendung von \n\nerneuerbaren Energien (Nutzung von Umwelt-\n\nwärme und Abwärme) bestehende Gasnetze stark \n\nkonkurrieren. Gas kann in diesen Energieverbün-\n\nden noch zur Deckung der Spitzenlast eingesetzt \n\nwerden. \n\npotenziell hemmend für Gas, da Substi-\n\ntution insbesondere Gebieten, die  \n\nattraktiv sind für die leitungsgebundene \n\nEnergieversorgung \n\nGas-Wärmepumpen  Noch nicht verbreitet, Konkurrenzfähigkeit gegen-\n\nüber elektrischen Wärmepumpen unsicher \n\npotenziell hemmend für Gas, da meist \n\nals Ersatz von herkömmlichen Gas- \n\nheizungen  \n\nsynthetisches Erdgas \n\n(synthetic natural  \n\ngas SNG) \n\nMöglicher Einsatz als Speicher bei Überproduktion \n\nvon erneuerbarem Strom \n\npotenziell hemmend für konventionelles \n\nErdgas, aber fördernd für nötige  \n\nInfrastruktur auf Ebene P2G-Produk-\n\ntion, Gas-Transportnetz und GuD \n\nsynthetischer  \n\nWasserstoff  \n\nMöglicher Einsatz als Speicher bei Überproduktion \n\nvon erneuerbarem Strom \n\npotenziell hemmend für konventionelles \n\nErdgas wie auch für den Bedarf an  \n\nVerteilnetzen \n\nMini-Blockheiz- \n\nkraftwerke  \n\nEntwicklung auf Einzel-Gebäude Ebene (EFH und \n\nMFH), Einsatz in Deutschland, in Form von Brenn-\n\nstoffzellen, Wettbewerbsfähigkeit unsicher. \n\npotenziell fördernd, Option für  \n\nWinterstrom.  \n\nQuartier-WKK mit \n\nWärmeverbund \n\nGrössere WKK-Anlagen mit Wärmenutzung im \n\nNahwärmeverbund. Wettbewerbsfähiger mit zu-\n\nnehmender Grösse der Anlage  \n\npotenziell fördernd, Option für  \n\nWinterstrom. \n\nMini-Methanolkraft-\n\nwerke \n\nNoch nicht verbreitet, in Entwicklung potenziell hemmend als Konkurrent  \n\nzu Gas \n\nElektromobilität Sehr grosse Entwicklung, aktuell stärkere  \n\nDynamik als Gas in der Mobilität, insb. im  \n\nPersonenverkehr \n\nhemmend für Gas als zukünftiger  \n\nkonkurrenzierender Energieträger \n\nGasmobilität Noch nicht verbreitet, Konkurrenzfähigkeit gegen-\n\nüber Elektromobilität unsicher. Chancen bestehen \n\nvor allem im Schwerverkehr (LNG) \n\nfördernd für Gas \n\nTabelle 3:  Auswahl einiger Technologien, die potenziell zu heutigen Erdgas-Anwendungen in Konkurrenz stehen.  \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 22 \n \n\n \n\n Energiepreise  \n\nDie bisherige Entwicklung der Energiepreise ist in Abbildung 14 dargestellt. Es zeigt sich, dass \n\nHeizöl und Erdgas ähnliche Tendenzen haben, der Preis von Heizöl jedoch viel volatiler ist. \n\nDie Gaspreise sind unter der Konkurrenzsituation von Erdöl bzw. Strom und der erneuerbaren \n\nEnergien zu verstehen. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 14: Reale Entwicklung der Energiepreise für Konsumenten zwischen 1965 und 2016 (Quelle: BFE 2017)\n\n  \n\n \n\nAbbildung 14 dient zur Veranschaulichung der relativen Entwicklung der Preise verschiedener \n\nEnergieträger in den letzten 50 Jahren. In Abbildung 15 und Abbildung 16 sind Gestehungs-\n\nkosten der Heizsysteme mit dem entsprechenden Energieträger (Öl, Gas, Elektrizität) darge-\n\nstellt. Die totalen Gestehungskosten ergeben sich aus der Summe von Kapitalkosten, Energie-\n\nkosten und Unterhaltskosten. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 15: Jahreskosten in Rappen pro Kilowattstunde von verschiedenen Heizsystemen in Mehrfamilienhäusern  \n\ngemäss drei verschiedenen Studien (Quellen: BFE 2011; WWF 2016) \n\n \n\n0\n\n5\n\n10\n\n15\n\n20\n\n25\n\n30\n\n1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020\n\nE\nn\ne\nrg\n\nie\np\nre\n\nis\n \n[R\n\np\n. \n\n/ \nk\nW\n\nh\n]\n\nErdgas\n\nHeizöl\n\nElektrizität\n\n0.0\n\n5.0\n\n10.0\n\n15.0\n\n20.0\n\n25.0\n\nÖl Gas Wärmepumpe\n\n(Sole)\n\nWärmepumpe\n\n(Luft)\n\nG\ne\ns\nte\n\nh\nu\nn\ng\ns\nk\no\ns\nte\n\nn\n \n\n[R\np\n/k\n\nW\nh\n]\n\nWWF Fernwärme Zürich 2008 Woerz 2009\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 23 \n \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 16: Jahreskosten in Rappen pro Kilowattstunde von verschiedenen Heizsystemen in Einfamilienhäusern  \n\ngemäss drei verschiedenen Studien (Quellen: BFE 2011; WWF 2016) \n\n \n\nDie zukünftige Entwicklung der Energiepreise ist mit grösster Unsicherheit behaftet. Es gibt \n\nzwar Trendaussagen (z.B. der IEA), doch diese sind oft nur kurzfristig und auch sehr unsicher. \n\nEine Marktumfrage der Gasbranche 2015 zeigte, dass die Befragten kurzfristig mit einer leich-\n\nten Abnahme des Erdgaspreises rechnen und danach bis 2020 eine Stabilisierung des Erd-\n\ngaspreises erwarten. Die Energiepreisbildung ist sehr komplex und neben verschiedensten \n\nanderen Faktoren stark von regulatorischen Entscheiden abhängig. Sie kann nicht verlässlich \n\nprognostiziert werden. \n\nWirkungszusammenhang: Ob sich die Energiepreise eher fördernd oder eher hemmend auf die \n\nGas-Nachfrage auswirken, hängt von der Entwicklung der Preise der verschiedenen Energie-\n\nträger ab. Da nicht verlässlich prognostiziert werden kann, wie sich diese relativ zueinander \n\nverändern werden, kann zum Wirkungszusammenhang keine Aussage gemacht werden. \n\n \n\n Liberalisierung Gasmarkt \n\nDie Verbändevereinbarung zwischen dem Verband der Schweizerischen Gasindustrie und \n\nGrosskunden energieintensiver Branchen im Jahr 2012 war ein erster Schritt in Richtung Libe-\n\nralisierung des Gasmarkts in der Schweiz. Grosskunden können einen Netzzugang beantragen \n\nund ihren Lieferanten somit frei wählen. Eine weitere Liberalisierung steht zur Diskussion. Der \n\nBundesrat hat ein Gasversorgungsgesetz erarbeitet, dass er im Herbst 2019 in die Vernehm-\n\nlassung geschickt hat. Er schlägt darin eine Teilmarktöffnung vor für Kunden mit einem jährli-\n\nchen Verbrauch von mindestens 100’000 kWh. Diese Grenze würde rund 10% aller Gaskunden \n\nbetreffen, die zusammen rund 70% des abgesetzten Gases verbrauchen. \n\nWirkungszusammenhang: Grundsätzlich kann angenommen werden, dass die Liberalisierung \n\ndes Gasmarkts zu einem zunehmenden Wettbewerb führt. Dies kann einerseits über sinkende \n\nPreise dazu führen, dass Gas gegenüber seinen Alternativen an Attraktivität gewinnt und somit \n\ndie Nachfrage steigt. Andererseits wird der Kosten- und der Leistungsdruck auf Gasversoger \n\nzunehmen, was langfristig zu einer Strukturbereinigung führen könnte. Auch betrifft eine allfäl-\n\nlige Preisreduktion im Zuge einer Marktliberalisierung nur den Energieteil des Gesamtpreises \n\nund könnte aufgrund kleinerer Preismargen für die Netzentgelte eher ein treibender Faktor \n\nsein. Es wird somit ein neutraler Wirkungszusammenhang erwartet. \n\n \n\n0.0\n\n5.0\n\n10.0\n\n15.0\n\n20.0\n\n25.0\n\nÖl Gas Wärmepumpe\n\n(Sole)\n\nWärmepumpe\n\n(Luft)\n\nG\ne\ns\nte\n\nh\nu\nn\ng\ns\nk\no\ns\nte\n\nn\n \n\n[R\np\n/k\n\nW\nh\n]\n\nWWF ebl 2010 erdgas 2010 und erdgas innerschwyz 2010\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 24 \n \n\n \n\n Klimawandel \n\nDer Klimawandel wird die Erdatmosphäre weiter erwärmen. Dies führt zu einer Reduktion des \n\nmittleren Heizwärmebedarfs und einem steigenden Kältebedarf. \n\nWirkungszusammenhang: Eine Reduktion des mittleren Heizwärmebedarfs wirkt hemmend auf \n\ndie Gasnachfrage. Auch ein steigender Kältebedarf hemmt die Gasnachfrage. \n\n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nDie Teilnehmenden der Stakeholder-Gruppe nehmen zu folgenden zentralen Aussagen  \n\nwie folgt Stellung: \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Die meisten relevanten Treiber führen dazu, dass im Wärmebereich die \n\nNachfrage nach Gas zurückgeht. \n\n15 0 0 \n\n2.  Das Bevölkerungswachstum führt zu einer Zunahme der Energiebezugsflä-\n\nche und damit zu mehr Nachfrage nach Wärme. \n\n14 0 1 \n\n3.  Zusätzlicher Wohnraum wird in Neubauten oder Ersatzneubauten geschaf-\n\nfen, die praktisch kein Gas mehr verbrauchen. Dadurch hat ein Bevölke-\n\nrungswachstum keine Auswirkung  \n\nauf die Gas-Nachfrage im Wärmebereich.  \n\n15 0 0 \n\n4. Die energetische Erneuerung der Gebäudehüllen führt zu einer Reduktion \n\ndes Wärmebedarfs. \n\n15 0 0 \n\n5.  Eine weitere Erhöhung der CO2-Abgabe führt zu einer Veränderung der \n\nKonkurrenzfähigkeit von Erdgas gegenüber anderen Energieträgern.  \n\n15 0 0 \n\n6. Die Konkurrenzfähigkeit von Erdgas gegenüber erneuerbaren Energien \n\nnimmt ab, die Konkurrenzfähigkeit gegenüber Heizöl nimmt zu. \n\n15 0 0 \n\n7.  Die Konkurrenzfähigkeit von erneuerbarem Gas gegenüber Erdgas und \n\nHeizöl wird besser. \n\n13 1 1 \n\n8.  Weitergehende bzw. ergänzende klimapolitische Instrumente führen zu ei-\n\nner abnehmenden Nachfrage nach Erdgas im Gebäudebereich. \n\n15 0 0 \n\n9.  Die Wirkung auf erneuerbares Gas ist dabei abhängig von seiner klimapoliti-\n\nschen Anrechenbarkeit. \n\n15 0 0 \n\n10. Die finanzielle Förderung von Energieeffizienz und erneuer-baren Energien \n\nim Gebäudebereich (u.a. Gebäudeprogramm) führt zu einer Abnahme der \n\nNachfrage nach Gas in Gebäuden, da die Gebäude weniger Wärme ver-\n\nbrauchen und vermehrt auf erneuerbare Energien wechseln (erneuerbare \n\nGase werden aktuell nicht gefördert). \n\n15 0 0 \n\n11.  Klimawandel: Eine Reduktion des mittleren Heizwärmebedarfs wirkt hem-\n\nmend auf die Gasnachfrage. \n\n15 0 0 \n\n12.  Ein steigender Kältebedarf führt zu einer zusätzlichen Reduktion der Gas-\n\nnachfrage aufgrund von vermehrtem Einsatz von Wärmepumpen \n\n15 0 0 \n\n \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 25 \n \n\n \n\nQuellen: \n\n− Bundesrat 2019: Gasversorgungsgesetz: Erläuternder Bericht zur Vernehmlassungsvor-\n\nlage, September 2019.  \n\n− BAFU 2015: Wirkungsabschätzung CO2-Abgabe \n\n− BAFU 2016: Faktenblatt, CO2-Emissionsfaktoren des Treibhausgasinventars der Schweiz \n\n− BFE 2011: Die Zukunft leitungsgebundener Energieversorgungssysteme \n\n− BFE 2012: Prognos, Die Energieperspektiven für die Schweiz 2050 \n\n− BFE 2014: Energetische Erneuerungsraten im Gebäudebereich \n\n− BFE 2017: Gesamtenergiestatistik 2016 \n\n− BFS 2015: Bevölkerungsszenarien 2015-2045, Link \n\n− BFS 2015: Gebäude nach Kanton, Gebäudekategorie, Bauperiode, Heizungsart und \n\nWarmwasserversorgung sowie deren Energieträger, Link \n\n− BFS 2016: Gebäude nach Kanton, Gebäudekategorie, Heizungsart,  \n\nWarmwasserversorgung, Energieträger und Bauperiode, Link  \n\n− BFS 2017: Bruttoinlandsprodukt 1995 -2016 \n\n− BFS 2017: Ständige Wohnbevölkerung 1861-2016 \n\n− BR 2017: Botschaft zur Totalrevision des CO2-Gesetzes nach 2020 \n\n− Bulletin 2017: Ausgabe 02/17, Mark Wunderlich, Die MuKEn 2014 \n\n− EnDK 2016: Gebäudepolitik 2050, Ein Leitbild der EnDK zur langfristigen Entwicklung  \n\nder interkantonalen Gebäudepolitik \n\n− EVU Partners: Gasmarkt Schweiz 2013 \n\n− EVU Partners: Gasmarkt Schweiz 2015 \n\n− Gebäudeprogramm 2017: Das Gebäudeprogramm im Jahr 2016, Jahresbericht. \n\n− IGRC 2017: Using Natural Gas Network For Transporting H2 \n\n− Medienmitteilung des Bundes 03.07.2015, Link \n\n− Medienmitteilung des Bundes 11.07.2017, Link \n\n− NREL 2013: Blending H2 in Natural Gas Pipeline \n\n− PSI 2017: Potenzialstudie Stromproduktionsanlagen \n\n− VSE 2018: Wärme-Kraft-Kopplung (WKK) \n\n− WWF 2016: Rechner Heizkostenvergleich  \n\n \n\n  \n\nhttps://www.bfs.admin.ch/bfs/de/home/statistiken/bevoelkerung/zukuenftige-entwicklung/schweiz-szenarien.html\nhttps://www.bfs.admin.ch/bfs/de/home/statistiken/bau-wohnungswesen/gebaeude/energiebereich.assetdetail.283754.html\nhttps://www.bfs.admin.ch/bfs/de/home/statistiken/bau-wohnungswesen/gebaeude/energiebereich.assetdetail.1621740.html\nhttps://www.admin.ch/gov/de/start/dokumentation/medienmitteilungen.msg-id-58016.html\nhttps://www.admin.ch/gov/de/start/dokumentation/medienmitteilungen.msg-id-67501.html\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 26 \n \n\n \n\nc) Welche Gas-Nachfrage nach welchem Verwendungszweck wird  \n\nfür die Zukunft angenommen? \n\nIn diesem Kapitel wird die künftige Gas-Nachfrage im Kontext des «Basisziels» des Projektes \n\nvon -80% CO2-Emissionen bis 2050 (siehe Vorwort, Basisziel entspricht in etwa dem Bun-\n\ndesszenario «Neue Energiepolitik») betrachtet. Als Sensitivität zum Basisziel wird jeweils das \n\nParis-konforme Ziel von netto-Null-Emissionen bis Mitte Jahrhundert auch analysiert. Da die \n\nEnergieperspektiven dieses Ziel in keinem Szenario abbilden,  werden hierzu keine Zahlen \n\ndargestellt. \n\n \n\n Energieperspektiven  \n\nAbbildung 17 zeigt den Schweizer Endenergieverbrauch nach Verbrauchergruppen gemäss \n\ndem Szenario „Weiter wie bisher“ der Energieperspektiven des Bundes.  \n\nIn den privaten Haushalten wird der Gas-Endverbrauch entgegen der Entwicklung des Ge-\n\nsamtverbrauchs in gewissen Gebieten noch einige Zeit ansteigen, da Gas insbesondere zum \n\nErsatz von Ölheizungen eingesetzt wird. Erst ab circa 2025 wird damit gerechnet, dass auch \n\nder Gasverbrauch abnimmt. In grösseren Städten mit tiefem Anteil an Ölheizungen und star-\n\nkem Zubau von Wärmeverbünden geht der Gasabsatz bereits heute zurück. Der Anteil am \n\nGesamtverbrauch sinkt nur leicht, da Gas in den privaten Haushalten auch zukünftig für Raum-\n\nwärme und Warmwasser eingesetzt werden wird. Diese beiden Verwendungszwecke machen \n\nauch 2050 noch den Grossteil des Energieverbrauchs der Haushalte aus. \n\nIm Dienstleistungssektor soll der Gasverbrauch bereits ab heute zurückgehen. Gas verliert \n\nzunehmend an Bedeutung in diesem Sektor, für dessen Gesamtverbrauch bis 2050 gar eine \n\nZunahme angenommen wird. Dies hat damit zu tun, dass vor allem der Anteil der Energie für \n\nRaumwärme stark abnimmt und Verwendungszwecke wie Klima/Lüftung oder Antriebe/Pro-\n\nzesse wichtiger werden, in denen sehr wenig oder kein Gas als Energieträger eingesetzt wird. \n\nDer Dienstleistungssektor umfasst folgende Branchen: Handel, Kredit/Versicherung, Gesund-\n\nheit und Soziales, Erziehung und Unterricht, Gastgewerbe, Übrige Dienstleistungen, Landwirt-\n\nschaft und PHH (Ferien- und Zweitwohnungen, Gemeinschaftszähler Mehrfamilienhäuser). \n\nIn der Industrie geht man ebenfalls von einem leichten Rückgang der verbrauchten Menge \n\nGas aus, analog zum Gesamtenergieverbrauch. Der Anteil des Gasverbrauchs am Gesamt-\n\nverbrauch bleibt ab circa 2020 konstant. Dies hat damit zu tun, dass der Verbrauchsanteil für \n\nRaumwärme und Prozesswärme bedeutend bleibt. Vor allem für Letzteres ist Gas nicht einfach \n\nzu ersetzen (bei Temperaturen bis 100 °C kann ein Teil der Wärme mittels WP gedeckt werden, \n\nwährend für Hochtemperaturen weiterhin Erdgas zum Einsatz kommen wird; siehe auch Kapitel \n\nd)) und bleibt ein wichtiger Energieträger. Der Industriesektor umfasst die 2-Steller 05 bis 43 \n\ngemäss NOGA 2008-Klassifikation (Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden, verar-\n\nbeitendes Gewerbe/Herstellung von Waren, Wasserversorgung/Abwasser- und Abfallentsor-\n\ngung und Baugewerbe). \n\nIm Sektor Verkehr spielt Erdgas als Energieträger sowohl heute wie auch 2050 eine sehr un-\n\ntergeordnete Rolle. Selbst bei stark sinkendem Gesamtverbrauch steigt der Gasanteil nicht \n\nüber 1 %. \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 27 \n \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 17:  Schweizer Endenergieverbrauch total und von Erdgas nach Verbrauchergruppen zwischen 2000 und 2050 \n\ngemäss Szenario Weiter wie bisher (Quelle: BFE 2012, Energieperspektiven 2050) \n\n \n\nAbbildung 18 zeigt den Schweizer Energieverbrauch zur Stromproduktion. Der Anteil des \n\nEnergiebedarfs, der durch Erdgas gedeckt wird, steigt von 3 % im Jahr 2010 auf 24 % (Vari-\n\nante C&E), respektive gar auf 45 % (Variante C). Erdgas macht jeweils praktisch den gesam-\n\nten fossilen Anteil in der Stromproduktion aus. \n\n \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 18: Schweizer Energiebedarf für die Stromproduktion im Umwandlungssektor nach Stromangebotsvarianten \n\nzwischen 2000 und 2050 gemäss Szenario Weiter wie bisher (Quelle: BFE 2012) \n\n \n\nAbbildung 19 zeigt den Schweizer Endenergieverbrauch nach Verbrauchergruppen gemäss \n\ndem Szenario Neue Energiepolitik der Energieperspektiven des Bundes. Die Abgrenzung der \n\nSektoren ist gleich wie im Szenario Weiter wie bisher. \n\nBei den privaten Haushalten unterscheidet sich dieses Szenario sich vom Szenario Weiter \n\nwie bisher dadurch, dass auch der Gasverbrauch vom signifikant sinkenden Gesamtverbrauch \n\n0\n\n10’000\n\n20’000\n\n30’000\n\n40’000\n\n50’000\n\n60’000\n\n70’000\n\n80’000\n\n2000 2010 2020 2030 2040 2050\n\nE\nn\ne\nrg\n\nie\nve\n\nrb\nra\n\nu\nc\nh\n \n\n[G\nW\n\nh\n]\n\nPriv. HH Total\n\nPriv. HH Erdgas\n\nDL Total\n\nDL Erdgas\n\nIndustrie Total\n\nIndustrie Erdgas\n\nVerkehr Total\n\nVerkehr Erdgas\n\n0\n\n20’000\n\n40’000\n\n60’000\n\n80’000\n\n100’000\n\n120’000\n\n140’000\n\n2000 2010 2020 2030 2040 2050\n\nE\nn\ne\nrg\n\nie\nb\ne\nd\na\nrf\n \n\nS\ntr\n\no\nm\n\np\nro\n\nd\nu\nk\nti\no\nn\n \n\n[G\nW\n\nh\n]\n\nVariante C\n\nTotal\n\nVariante C\n\nErdgas\n\nVariante C&E\n\nTotal\n\nVariante C&E\n\nErdgas\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 28 \n \n\n \n\nsehr stark tangiert wird. Sowohl mengenmässig als auch antei lsmässig verliert Gas als Ener-\n\ngieträger stark an Wichtigkeit. Einerseits nimmt der Anteil der Raumwärme, der häufigste Ein-\n\nsatzzweck von Gas, stärker ab, andererseits werden in diesem Szenario fossile Energien all-\n\ngemein stärker durch Erneuerbare substituiert. \n\nIm Dienstleistungssektor nimmt der Gesamtverbrauch in diesem Szenario um rund einen \n\nDrittel ab. Entsprechend sinkt auch der Gasverbrauch stärker als beim Szenario Weiter wie \n\nbisher. Der Raumwärmebedarf nimmt unterproportional ab, sodass sich Anteil der Raumwärme \n\nam Gesamtverbrauch schwächer verringert. Da dies wiederum Haupteinsatzgebiet von Gas \n\nist, wird Gas prozentual am Gesamtverbrauch gemessen gar etwas wichtiger als im Szenario \n\nWeiter wie bisher. \n\nIn der Industrie wird im Szenario Neue Energiepolitik viel weniger Energie verbraucht. Die \n\nEinsatzgebiete jedoch verändern sich ähnlich zum Szenario Weiter wie bisher. Vor allem we-\n\ngen des grossen Anteils der Prozesswärme, wo Gas schwierig zu substituieren ist, resultiert \n\nein leicht höherer Anteil von Gas als Energieträger. \n\nDer Gesamtenergieverbrauch des Sektors Verkehr nimmt in diesem Szenario zwar viel stärker \n\nab, Erdgas spielt jedoch auch hier eine vernachlässigbare Rolle. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 19: Schweizer Endenergieverbrauch total und von Erdgas nach Verbrauchergruppen zwischen 2000 und 2050 \n\ngemäss Szenario Neue Energiepolitik (Quelle: BFE 2012) \n\n \n\nAbbildung 20 zeigt den Schweizer Energieverbrauch zur Stromproduktion im Szenario Neue \n\nEnergiepolitik. Der Anteil des Energiebedarfs, der durch Erdgas gedeckt wird, steigt von 3  % \n\nim Jahr 2010 auf 7 % (Variante E), respektive auf 11 % (Variante C&E) oder auf 26 % \n\n0\n\n10’000\n\n20’000\n\n30’000\n\n40’000\n\n50’000\n\n60’000\n\n70’000\n\n80’000\n\n2000 2010 2020 2030 2040 2050\n\nE\nn\ne\nrg\n\nie\nve\n\nrb\nra\n\nu\nc\nh\n \n\n[G\nW\n\nh\n]\n\nPriv. HH Total\n\nPriv. HH Erdgas\n\nDL Total\n\nDL Erdgas\n\nIndustrie Total\n\nIndustrie Erdgas\n\nVerkehr Total\n\nVerkehr Erdgas\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 29 \n \n\n \n\n(Variante C) im Jahr 2050. Erdgas macht jeweils praktisch den gesamten fossilen Anteil in \n\nder Stromproduktion aus. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 20: Schweizer Energiebedarf für die Stromproduktion im Umwandlungssektor nach Stromangebotsvarianten \n\nzwischen 2000 und 2050 gemäss Szenario Neue Energiepolitik (Quelle: BFE 2012) \n\n \n\n Zukunft leitungsgebundener Energieversorgungssysteme \n\nEine Studie des BFE zur Zukunft leitungsgebundener Energieversorgungssysteme von 2011 \n\nhat die Entwicklung der zukünftigen Gas-Nachfrage ebenfalls modelliert. Es werden dabei im \n\nBusiness-As-Usual-Szenario die folgenden Annahmen getroffen: Die Anschlussquote von Neu- \n\nund Erweiterungsbauten sinkt bis 2050 von anfänglich 20 % auf 15 % und von anfänglich 40 % \n\nder Ölheizsanierenden wechseln bis 2050 nur noch 10 % zu einer Gasheizung. Diese hem-\n\nmenden Faktoren werden durch einen Rückgang des mittleren Heizwärmebedarfs ergänzt. Da-\n\nmit ergeben sich in der Modellierung vier Zürcher Verteilnetze bereits im BAU-Szenario starke \n\nRückgänge des Gasabsatzes von 45 – 61 %. In drei Effizienzszenarien sinkt in Gebieten ohne \n\nBiogaseinsatz der Gas-Absatz sogar um bis zu 86 %. \n\n \n\n Gasbranche \n\nEine Marktumfrage der Gasbranche im Jahr 2013 zeigt, welche Entwicklungen der Gasnach-\n\nfrage von der Branche selbst in den nächsten 15 Jahren erwartet werden. So erwarten bei-\n\nspielsweise 79 % der Befragten eine Zunahme der Stromproduktion in bisher inexistenten gros-\n\nsen Gaskraftwerken um über 10 %. Auch in der Wärmeversorgung und bei der Nutzung von \n\nGas als Treibstoff erwarten jeweils knapp 2/3 der Befragten eine Zunahme von über 10 %. In \n\nden Sektoren Haushalte, Dienstleistungen und Industrie wird jeweils von gut 60 % der Umfra-\n\ngeteilnehmenden von einer mehr oder weniger stabilen Entwicklung der Gasnachfrage ausge-\n\ngangen. Dabei wird vor allem dem Einsatz von stromproduzierenden Heizungen ein grosses \n\nPotenzial zur Erhaltung der Absatzmengen beigemessen. \n\nEine Marktumfrage der Gasbranche im Jahr 2015 hat die Frage gestellt, welche mengenmäs-\n\nsige Entwicklung der Gasnachfrage die Studienteilnehmer erwarteten. Während das Szenario \n\nWeiter wie bisher der Energieperspektiven 2050 eine Gasnachfrage von rund 24 TWh im Jahr \n\n2050 prognostiziert, wird der Wert im Szenario Neue Energiepolitik nur auf 14 TWh geschätzt. \n\nDie Gasbranche zeichnet im Schnitt ein optimistischeres Bild – zwar wird bis 2050 ebenfalls \n\nein Rückgang der Nachfrage erwartet, jedoch nur auf circa 28 TWh. Es ist zu bemerken, dass \n\n0\n\n20’000\n\n40’000\n\n60’000\n\n80’000\n\n100’000\n\n120’000\n\n140’000\n\n2000 2010 2020 2030 2040 2050\n\nE\nn\ne\nrg\n\nie\nb\ne\nd\na\nrf\n \n\nS\ntr\n\no\nm\n\np\nro\n\nd\nu\nk\nti\no\nn\n \n\n[G\nW\n\nh\n]\n\nVariante C\n\nTotal\n\nVariante C\n\nErdgas\n\nVariante C&E\n\nTotal\n\nVariante C&E\n\nErdgas\n\nVariante E\n\nTotal\n\nVariante E\n\nErdgas\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 30 \n \n\n \n\nder Gasverbrauch für die Stromproduktion in Grosskraftwerken in den Szenarien des Bundes \n\nnicht berücksichtigt wird. Damit könnte der Bruttoenergieverbrauch von Erdgas je nach Anzahl \n\nKraftwerken um bis zu rund 30 TWh ansteigen. Abbildung 21 zeigt die Entwicklung der erwar-\n\nteten Gasverbräuche gemäss den verschiedenen Quellen. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 21:  Erwartete Nachfrage nach Erdgas gemäss den Energieperspektiven 2050 des Bundes und  \n\neiner Marktumfrage der Gasbranche (Quelle: EVU Partners, Gasmarkt Schweiz 2015, BFE 2012, \n\nEnergieperspektiven 2050) \n\n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nKeine zentralen Aussagen/Abstimmungen.  \n\n \n\n \n\nQuellen: \n\n— BFE 2011: Die Zukunft leitungsgebundener Energieversorgungssysteme \n\n— BFE 2012: Prognos, Die Energieperspektiven für die Schweiz 2050 \n\n— EVU Partners: Gasmarkt Schweiz 2013 \n\n— EVU Partners: Gasmarkt Schweiz 2015 \n\n \n\nd) Welche Alternativen zu Gas bestehen je nach Verwendungszweck  \n\nund wie sind sie zu bewerten?  \n\n Übersicht \n\nDieses Kapitel zeigt nach Verwendungszweck die wichtigsten Alternativen zu Erdgas auf. Es \n\nwerden sowohl Alternativen betrachtet, die unabhängig zur Gasinfrastruktur sind, als auch Al-\n\nternativen, die weiterhin leitungsgebunden wären und in der bestehenden Infrastruktur genutzt \n\nwerden könnten. Erdgas und seine Alternativen werden nach den Kriterien «Potenzial», «Bei-\n\ntrag an die CO2-Reduktion», «tiefe Kosten pro kWh» und der Entwicklung der Kosten bewertet. \n\nDies erlaubt pro Verwendungszweck eine Beurteilung des Stellenwerts von Gas vor dem Hin-\n\ntergrund der CO2-Emissionsreduktionsziele. Das Potenzial entspricht einer Schätzung des wirt-\n\nschaftlichen, zusätzlichen Potenzials.  \n\n0\n\n5\n\n10\n\n15\n\n20\n\n25\n\n30\n\n35\n\n2000 2010 2020 2030 2040 2050\n\nG\na\ns\nve\n\nrb\nra\n\nu\nc\nh\n \n\n[T\nW\n\nh\n]\n\nMarktumfrage\n\nSzenario\n\nWeiter wie bisher\n\nSzenario\n\nNeue Energiepolitik\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 31 \n \n\n \n\nVerwendungszweck Beurteilung der Alternativen zu Erdgas \n\nRaumwärme und Warmwasser ⚫⚫⚫⚫⚫ \n\nEs bestehen bewährte Alternativen mit besserer CO2-Bilanz als Erdgas; \n\nHerausforderung bei Gebäuden mit geringer Hülleneffizienz und  \n\nschwieriger Ausgangslage für Effizienzmassnahmen. \n\nProzesswärme  ⚫⚫ \n\nNötige hohe Temperaturen, deshalb begrenzte Auswahl von Alternativen; \n\nAlternativen mit besserer CO2-Bilanz als Erdgas weisen begrenztes  \n\nPotenzial auf. Im Vergleich der Verwendungszwecke weist Gas hier  \n\nden höchsten Stellenwert auf. \n\nMobilität  ⚫⚫⚫⚫ \n\nElektro-Mobilität bietet breit anwendbare Alternative zu Benzin und Diesel \n\nmit besserer CO2-Bilanz als Erdgas (sofern Strom aus erneuerbaren  \n\nQuellen verwendet wird); Herausforderung beim Güterverkehr mit  \n\nschweren Strassengüterfahrzeugen. \n\nStromerzeugung ⚫⚫⚫⚫⚫ \n\nBestehende Kraftwerke in der Schweiz mit besserer CO2-Bilanz als Erdgas; \n\nAusgleichsoptionen nötig zum Umgang mit Variabilität fluktuierender  \n\nEnergieträger. \n\n \n\nBewertung mit einem 5-Punkte System von ⚫⚫⚫⚫⚫ (sehr positive Einschätzung der Alternativen zu Erdgas)  \n\nbis ⚫ (sehr negative Einschätzung der Alternativen zu Erdgas), (Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes) \n\n \n\n \n\n Raumwärme und Warmwasser \n\nGasheizung und  \n\nAlternativen  \n\nPotenzial Beitrag  \n\nCO2-Reduktion \n\nTiefe Kosten  \n\npro kWh heute \n\nEntwicklung Kosten \n\npro kWh 2050 \n\nErdgas  ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫  \n\nBiogas   ⚫⚫ ⚫⚫⚫ ⚫⚫  \n\nErneuerbares synth. Gas   ⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫ ⚫  \n\nHeizöl  ⚫⚫⚫⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫⚫  \n\nHolz ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫  \n\nel. Wärmepumpen ⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫  \n\nFernwärmeverbund ⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫  \n\nweitere  \n\n(Solar, Hybridlösungen, Ab-\n\nwärme, Wasserstoff, etc.) \n\nje nach Lösung    \n\n \n\nBewertung mit einem 5-Punkte System von ⚫⚫⚫⚫⚫ (sehr positive Einschätzung: Grosses Potenzial; hoher Beitrag zur \n\nReduktion der CO2-Emissionen; tiefe Kosten) bis ⚫ (sehr negative Einschätzung: Geringes Potenzial; niedriger oder \n\nkein Beitrag zur Reduktion der CO2-Emissionen; hohe Kosten) (Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes) \n\n \n\nZusammenfassung: Im Verwendungszweck Raumwärme und Warmwasser bestehen bewährte \n\nAlternativen zu Erdgas: Fossile Energieträger sind grundsätzlich substituierbar. Eine Heraus-\n\nforderung bieten Gebäude mit geringer Hülleneffizienz, insbesondere wenn die Umsetzung von \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 32 \n \n\n \n\nEffizienzmassnahmen nicht oder nur bedingt möglich ist. Zudem sind die Potenziale von Wär-\n\nmepumpen und Fernwärmeverbunden räumlich begrenzt. \n\n \n\n Prozesswärme  \n\nGas und Alternativen  Potenzial Beitrag  \n\nCO2-Reduktion \n\nTiefe Kosten pro \n\nkWh heute \n\nEntwicklung  \n\nKosten pro kWh 2050 \n\nErdgas  ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫  \n\nBiogas   ⚫⚫ ⚫⚫⚫ ⚫⚫  \n\nErneuerbares synth. Gas   ⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫ ⚫  \n\nHeizöl  ⚫⚫⚫⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫⚫  \n\nHolz ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫  \n\nAbfall ⚫⚫ ⚫⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫  \n\nweitere je nach Lösung    \n\n \n\nBewertung mit einem 5-Punkte System von ⚫⚫⚫⚫⚫ (sehr positive Einschätzung: Grosses Potenzial; hoher Beitrag zur \n\nReduktion der CO2-Emissionen; tiefe Kosten) bis ⚫ (sehr negative Einschätzung: Geringes Potenzial; niedriger oder \n\nkein Beitrag zur Reduktion der CO2-Emissionen; hohe Kosten) (Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes) \n\n \n\nZusammenfassung: Aufgrund der für Prozesswärme nötigen hohen Temperaturen stehen für \n\ndiesen Verwendungszweck weniger Alternativen zur Verfügung. Es ist zwingend ein Brennstoff \n\nnötig. Alternativen mit besserer CO2-Bilanz, insbesondere Holz oder Biogas, weisen ein be-\n\nschränktes Potenzial auf. Zudem besteht in der Industrie eine tiefe Zahlungsbereitschaft für \n\nerneuerbare Wärme. Gas hat aus diesen Gründen für Prozesswärme vorerst noch einen hö-\n\nheren Stellenwert. Soll langfristig auch die Bereitstellung von Prozesswärme auf erneuerbare \n\nEnergien umgestellt werden, müssten die beschränkt verfügbaren erneuerbaren Brennstoffe \n\nkonzentriert in diesem Sektor eingesetzt werden. \n\n \n\n Mobilität \n\nGas und Alternativen  Potenzial Beitrag  \n\nCO2-Reduktion \n\ntiefe Kosten  \n\npro kWh heute \n\nEntwicklung  \n\nKosten pro kWh 2050 \n\nErdgas ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫  \n\nBiogas   ⚫⚫ ⚫⚫⚫ ⚫⚫  \n\nErneuerbares synth. Gas   ⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫ ⚫  \n\nBenzin und Diesel ⚫⚫⚫⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫  \n\nStrom  ⚫⚫⚫⚫ ⚫ – ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫  \n\nWasserstoff ⚫⚫⚫ ⚫ – ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫  \n\nweitere je nach Lösung    \n\n \n\nBewertung mit einem 5-Punkte System von ⚫⚫⚫⚫⚫ (sehr positive Einschätzung: Grosses Potenzial; hoher Beitrag zur \n\nReduktion der CO2-Emissionen; tiefe Kosten) bis ⚫ (sehr negative Einschätzung: Geringes Potenzial; niedriger oder \n\nkein Beitrag zur Reduktion der CO2-Emissionen; hohe Kosten) (Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes) \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 33 \n \n\n \n\n \n\nZusammenfassung: Die Nutzung von Strom in der Elektro-Mobilität stellt zur Substitution von \n\nBenzin und Diesel eine valable Alternative dar. Das BFE geht davon aus, dass die Elektromo-\n\nbilität ab 2021 am günstigsten ist. Bei Verwendung von erneuerbarem Strom bietet die Elektro-\n\nMobilität die Möglichkeit, die Mobilität zu dekarbonisieren. Einen Stellenwert hat Gas in Mobi-\n\nlitätsanwendungen, wo der Einsatz von Strom oder Wasserstoff (noch) herausfordernd ist, \n\nbspw. beim Güterverkehr mit schweren Strassengüterfahrzeugen. Das kleine Fahrzeugange-\n\nbot ist momentan jedoch noch hemmend. \n\n \n\n Stromerzeugung  \n\nHeute \n\nGas und Alternativen  Potenzial Beitrag  \n\nCO2-Reduktion3 \n\nTiefe Kosten  \n\npro kWh \n\nErdgas: WKK ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ ⚫ – ⚫⚫⚫ \n\nErdgas: GuD ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ ⚫⚫⚫ \n\nBiogas (WKK)  ⚫⚫ ⚫⚫⚫ ⚫⚫ \n\nErneuerbares synth. Gas  (WKK) ⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫ ⚫ \n\nWasserkraft ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nKernenergie ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nPhotovoltaik  ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫ \n\nWindkraft ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫ \n\nBiomasse und Abfall  ⚫ ⚫⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ \n\nImport ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nweitere je nach Lösung   \n\n \n\nBewertung mit einem 5-Punkte System von ⚫⚫⚫⚫⚫ (sehr positive Einschätzung: Grosses Potenzial; hoher Beitrag zur \n\nReduktion der CO2-Emissionen; tiefe Kosten) bis ⚫ (sehr negative Einschätzung: Geringes Potenzial; niedriger oder \n\nkein Beitrag zur Reduktion der CO2-Emissionen; hohe Kosten) (Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes) \n\n  \n\n \n3  Systemgrenzen: Beitrag zur globalen CO2-Reduktion \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 34 \n \n\n \n\n2050 \n\nGas und Alternativen  Potenzial Beitrag  \n\nCO2-Reduktion4 \n\nTiefe Kosten \n\npro kWh \n\nErdgas: WKK ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫ \n\nErdgas: GuD ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nBiogas   ⚫⚫ ⚫⚫⚫ ⚫⚫ \n\nErneuerbares synth. Gas   ⚫⚫ ⚫⚫ – ⚫⚫⚫⚫ ⚫ \n\nWasserkraft ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nKernenergie – ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nPhotovoltaik  ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nWindkraft ⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nBiomasse und Abfall  ⚫ ⚫⚫⚫⚫ - ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫ \n\nImport ⚫⚫⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫ ⚫⚫⚫⚫ \n\nweitere je nach Lösung   \n\n \n\nBewertung mit einem 5-Punkte System von ⚫⚫⚫⚫⚫ (sehr positive Einschätzung: Grosses Potenzial; hoher Beitrag zur \n\nReduktion der CO2-Emissionen; tiefe Kosten) bis ⚫ (sehr negative Einschätzung: Geringes Potenzial; niedriger oder \n\nkein Beitrag zur Reduktion der CO2-Emissionen; hohe Kosten) (Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes) \n\n \n\nZusammenfassung: Zur Stromerzeugung besteht ein Portfolio von Technologien mit einem \n\ndeutlich höheren Beitrag an die CO2-Reduktion als der Einsatz von Erdgas. Der Einsatz von \n\nfluktuierenden Energieträgern wirft die Frage auf, wie mit dieser Variabilität umgegangen wird. \n\nDie Verfügbarkeit von Ausgleichsoptionen spielt dabei eine wichtige Rolle. Eine solche Aus-\n\ngleichsoption sind Pumpspeicherkraftwerke, potenziell aber auch die Erzeugung von erneuer-\n\nbarem Gas. Bei GuD-Anlagen in der Schweiz ist für die Wirtschaftlichkeit essentiell, wie die \n\nCO2-Emissionen kompensiert werden. Bis 2050 steigen teilweise die potenziellen Beiträge zur \n\nCO2-Reduktion, wie auch die Wirtschaftlichkeit. Insbesondere beim Import-Strom dürfte sich \n\ndie Klimabilanz signifikant verbessern. Eine explizite Behandlung des Umgangs mit fluktuie-\n\nrenden Energieträgern und eine Differenzierung von Sommer und Winter wird Teil der Bildung \n\nder Szenarien sein. \n\n  \n\n \n4  Systemgrenzen: Beitrag zur globalen CO2-Reduktion \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 35 \n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nDie Teilnehmenden der Stakeholder-Gruppe nehmen zu folgenden zentralen Aussagen  \n\nwie folgt Stellung: \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\nRaumwärme und Warmwasser \n\n1. Es bestehen bewährte Alternativen mit besserer CO2-Bilanz als Erdgas. \n\n15 0 0 \n\n2. Herausforderungen bestehen bei Gebäuden und Gebieten mit schwieri-\n\nger Ausgangslage für den Einsatz von lokal verfügbaren erneuerbaren \n\nEnergien (beispielsweise Denkmalschutz- und Umweltvorschriften, ge-\n\nringe Potenziale lokaler erneuerbarer Energieträger). In diesen Gebieten \n\nkann der Einsatz von erneuerbarem Gas im Verteilnetz eine Alternative \n\nbieten. \n\n15 0 0 \n\nProzesswärme \n\n3. Für Hochtemperatur-Prozesse lassen sich aus heutiger Sicht kaum Alter-\n\nnativen zu Brennstoffen finden.  \n\n15 0 0 \n\n4. Erdgas weist eine bessere CO2-Bilanz als die anderen fossilen Energie-\n\nträger auf. \n\n15 0 0 \n\n5. Andere Brennstoffe aus erneuerbaren Energiequellen und Siedlungsab-\n\nfälle haben eine bessere CO2-Bilanz als fossile Brennstoffe. \n\n15 0 0 \n\nMobilität \n\n6. Mit der Elektro-Mobilität besteht eine ernsthafte Alternative zu Benzin, \n\nDiesel und Erdgas  \n\n15 0 0 \n\n7. Erneuerbare Mobilität ist mit Elektrizität, flüssigen Treibstoffen, Wasser-\n\nstoff und Gas aus erneuerbaren Quellen machbar. \n\n15 0 0 \n\nZubau Stromerzeugung \n\n8. Es bestehen erneuerbare Alternativen zur fossilen Stromerzeugung.   \n\n15 0 0 \n\n9. Diese Alternativen fallen mehrheitlich fluktuierend an (Photovoltaik, \n\nWind). Herausforderungen bestehen insbesondere in Zeiten von gerin-\n\ngem Windaufkommen und geringer Sonneneinstrahlung (Dunkelflaute) \n\nund in Bezug auf die mittelfristig beschränkten Transportkapazitäten.  \n\n15 0 0 \n\n10. Diese Alternativen fallen in der Schweiz grösstenteils im Sommer an. Für \n\ndie Stromversorgung im Winter ist die Schweiz auf Energieträger aus \n\ndem europäischen Raum angewiesen. \n\n15 0 0 \n\n11. Erdgas kann nur vorübergehend eine Option zum Ausgleich fluktuierender \n\nEnergieträger sein. Langfristig kann erneuerbares Gas eine Option sein.  \n\n15 0 0 \n\n \n\n \n\n \n\nQuellen: \n\n— BAFU 2012: Energieholzpotenzial der Schweiz \n\n— eicher+pauli 2014: Weissbuch Fernwärme Schweiz \n\n— EnergieSchweiz 2015: Preise von Luft/Wasser Wärmepumpen \n\n— PSI 2017: Potenzial von Stromproduktionsanlagen \n\n— VSG 2017: Jahresbericht 2017 \n\n— Verteil- und Speicherinfrastruktur \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 36 \n \n\n \n\n1.3 Faktensammlung \n\na) Länge Verteilnetze in der Schweiz  \n\nDas Schweizer Erdgasnetz wird in das Transportnetz (über 5 bar) und das Verteilnetz (bis 5 \n\nbar) unterteilt. Während das Transportnetz Ende 2016 2'243 km lang war, besass das Verteil-\n\nnetz eine Gesamtlänge von 17’648 km. 4'693 km davon werden zwischen 1 – 5 bar betrieben. \n\nMit 12'955 km der grösste Teil des Verteilnetzes besteht aus Leitungen unter 1 bar. Das ge-\n\nsamte Verteilnetz ist in den letzten 10 Jahren 17 % länger geworden (s.  \n\nAbbildung 22). Während bei einzelnen Gasversorgungsunternehmen vor allem punktuelle Aus-\n\nbauten zur Umstellung von einzelnen Arealen (oft Gewerbe und Industrie) von Öl auf Gas ge-\n\nmacht werden, lässt sich in anderen Versorgungsgebieten ein moderater, aber ungebrochener \n\nAusbau des gesamten Verteilnetzes beobachten. \n\nDer Gasendverbrauch im gleichen Zeitraum beträgt zwischen knapp 28'000 und 33'500 GWh \n\npro Jahr. Die Gegenüberstellung zeigt, dass sich die Länge der Verteilnetze und der Gesamt-\n\nverbrauch im Mittel ähnlich entwickelt haben.  \n\n \n\n \n\n \n\nAbbildung 22:  Entwicklung der Gesamtlänge des Schweizer Verteilnetzes und des gesamten Gasendverbrauchs von \n\n2006 bis 2016 (Quelle: VSG 2017 für Verteilnetz und BFE 2017 für Endenergieverbrauch) \n\n \n\nDie maximale Einspeisekapazität des Schweizer Gasnetzes beträgt rund 960 GWh pro Tag. \n\nDie Kapazität der Speicher (inkl. Verteil- und Transportnetz) beträgt 77.3 GWh, die maximale \n\nNachfrage 269.3 GWh pro Tag.  \n\nInformationen zur Speicherkapazität des Verteilnetzes sind in Kapitel h) zur Speicherung von \n\nGas in der Schweiz aufgeführt. \n\n \n\nQuellen: \n\n— BFE 2016: Präventions- und Notfallpläne der Schweiz für Gas \n\n— BFE 2014: Risikoverteilung Erdgasversorgung \n\n -\n\n 5'000\n\n 10'000\n\n 15'000\n\n 20'000\n\n 25'000\n\n 30'000\n\n 35'000\n\n 40'000\n\n0\n\n5'000\n\n10'000\n\n15'000\n\n20'000\n\n25'000\n\n2006 2008 2010 2012 2014 2016\n\nE\nn\nd\nve\n\nrb\nra\n\nu\nc\nh\n \n\n[G\nW\n\nh\n]\n\nV\ne\nrt\n\ne\niln\n\ne\ntz\n\ne\n [\n\nk\nm\n\n]\n\nLänge Verteilnetze Gesamter Gasendverbrauch\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 37 \n \n\n \n\n— BFE 2017: Analyse des schweizerischen Energieverbrauchs 2000 – 2016  \n\nnach Verwendungszwecken \n\n— VSG 2017: Jahresstatistiken 2010 – 2017 \n\n \n\nb) n-1 Kriterium bei Verteilnetzen \n\nIn der Netzplanung spricht man vom (n-1) Kriterium oder der (n-1) Sicherheit. Sie besagt, dass \n\nin einem Netz die Netz- und Versorgungssicherheit auch dann gewährleistet bleiben soll, wenn \n\neine der Netzkomponenten ausfällt. Dazu bedarf es einer gewissen Redundanz im System. \n\nFür die Gasinfrastruktur wird in der EU das (n-1) Kriterium zum Beispiel so ausgelegt, dass bei \n\nEinhaltung des Kriteriums eine Gasinfrastruktur die technische Kapazität besitzt, die gesamte \n\ntägliche Gasnachfrage in einem berechneten Gebiet bei Ausfall der größten einzelnen Gasinf-\n\nrastruktur während eines Tages mit aussergewöhnlich hoher Gasnachfrage (statistische Ein-\n\ntrittswahrscheinlichkeit: einmal in 20 Jahren) zu decken. \n\nDie gesamte Einspeisekapazität beträgt 960 GWh pro Tag. Dazu kommt eine angenommene \n\nAusspeisekapazität der Speicher von 22 GWh. Beim Ausfall der grössten Schweizer Einzelinf-\n\nrastruktur (Messstation Wallbach), deren Einspeisekapazität rund 570 GWh pro Tag beträgt, \n\nverbleibt eine Netzkapazität von 412 GWh pro Tag. Diese übersteigt die Nachfrage aller Kon-\n\nsumenten (269.3 GWh pro Tag) um das Anderthalbfache (Formel N-1 = 153 %). Somit hält die \n\nInfrastruktur den Anforderungen auch unter Extrembedingungen (z.B. 7 aufeinanderfolgende \n\nTage mit extremen Temperaturen und Spitzenlast oder 30-tägiger Ausfall der Messtation Wall-\n\nbach im Winter) stand. Gemäss einem Bericht des BFE in Anlehnung an die erwähnte EU-\n\nVerordnung entspricht das Schweizer Gasnetz damit den Standards der Versorgungssicher-\n\nheit.  \n\n \n\nQuellen: \n\n— BFE 2014: Risikobewertung Erdgasversorgung Schweiz \n\n— BFE 2016: Präventions- und Notfallpläne der Schweiz für Gas \n\n— EU-Verordnung 994/2010: Link \n\n— Glossar zum Netzausbau: Link \n\n \n\nc) Eigentumsverhältnisse Verteilnetze  \n\nDie Verteilnetze gehören in aller Regel lokalen Gasversorgungsunternehmen an, die grössten-\n\nteils im Besitz der öffentlichen Hand sind. Quantitative Angaben wurden hier keine gefunden. \n\nQuelle:  \n\n— BFE 2016: Entflechtung der Schweizer Gasnetzbetreiber \n\n \n\nhttps://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32010R0994&from=DE\nhttps://www.netzausbau.de/SharedDocs/Glossareintraege/DE/N/glo_n-1-kriterium.html?view=renderHelp\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 38 \n \n\n \n\nd) Alter und Lebensdauer  \n\nInformationen zum Alter und der bisherigen Lebensdauer des Schweizer Verteilnetzes wurden \n\nim Detail keine gefunden. Als Gedankenstütze ist in  \n\nAbbildung 23 der Schweizer Gas Endverbrauch seit 1930 dargestellt. Die Entwicklung lässt \n\nvermuten, dass der Grossteil der Schweizer Verteilnetze zwischen 1970 und 2010 gebaut \n\nwurde. Daraus lässt sich «nur» ableiten, dass das Alter der Leitungen vermutlich sehr unter-\n\nschiedlich ist und mehrheitlich zwischen 15 und 45 Jahren liegt. Wie aber  \n\nAbbildung 22 zeigt, sind einige Leitungen auch gerade erst frisch verlegt worden. \n\n \n\n \n\n \n\nAbbildung 23:  Entwicklung des Schweizer Gas Endverbrauchs in GWh von 1930 bis 2016 (Quelle: BFE 2017) \n\n \n\nQuelle:  \n\n— BFE 2017: Gesamtenergiestatistik 2016 \n \n\ne) Abschreibungsdauer \n\nIn der Schweiz gibt es heute noch keine gesetzlichen Vorgaben zur Abschreibungsmethodik \n\nder Gasnetzbetreiber. Es bestehen mit dem Nemo-Manual5 und dem Dokument «Entgelte für \n\nregionale und überregionale Zonen» jedoch zwei Branchendokumente dazu. Darin wird eine \n\nlineare Abschreibung über die Nutzungsdauer vorgesehen. Einige der vorgegebenen bran-\n\nchenüblichen Nutzungsdauern sind in Tabelle 4 ersichtlich. \n\nAnlagenbezeichnung Richtwert Abschreibungsdauer \n\nLeitungen (alle Typen) 50 Jahre \n\nZähler (Haushalte, Gewerbe, Industrie) Eichfrist \n\nSpeicher (Kugelspeicher / Röhrenspeicher) 40 Jahre / 50 Jahre \n\n \n5  Das Nemo-Manual ist eine integrierte Beilage zur «Vereinbarung zum Netzzugang beim Erdgas» (Verbändevereinba-\n\nrung) und definiert Branchen-Standards für die Ermittlung von Netznutzungsentgelten in lokalen Erdgasnetzen. Es wird \n\nvom VSG herausgegeben. \n\n0\n\n5’000\n\n10’000\n\n15’000\n\n20’000\n\n25’000\n\n30’000\n\n35’000\n\n1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020\n\nG\na\ns\n E\n\nn\nd\nve\n\nrb\nra\n\nu\nc\nh\n \n\n[G\nW\n\nh\n]\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 39 \n \n\n \n\nTabelle 4:  Branchenübliche Richtwerte für Abschreibungsdauern von Gasnetzanlagen (Quelle: VSG 2016)  \n\n \n\nEine Marktumfrage der Gasbranche 2017 hat ergeben, dass die Studienteilnehmer eine Lo-\n\nckerung der fix vorgegeben Abschreibungsdauern begrüssen würden. Am meisten wurde ge-\n\nwünscht, dass bezüglich der Nutzungsdauern grosszügige Bandbreiten zur Anwendung gelan-\n\ngen. Damit würde den Unternehmen mehr Flexibilität zugestanden, um unter anderem auf die \n\nUnsicherheit zu reagieren, ob die Gasinfrastruktur und besonders Verteilnetze mittelfristig \n\nüberhaupt noch wirtschaftlich betrieben werden können.  \n\nQuellen: \n\n— BFE 2015: Frontier Economics, Studie betreffend Netzkosten und Netztarife \n\n— EVU Partners 2017: Gasmarkt Schweiz 2017 \n\n— VSG 2016: Nemo – Basisdokument - Branchen-Standard für die Ermittlung  \n\nvon Netznutzungsentgelten in lokalen Erdgasnetzen \n\n \n\nf) Typische Renditen auf Verteilnetzen  \n\nGenaue Informationen zur aktuellen Situation bezüglich Renditen auf Verteilnetze sind man-\n\ngels Transparenz nicht bekannt. Gemäss Aussagen einzelner Marktteilnehmer sind die Rendi-\n\nten jedoch attraktiv. Allgemein kann gesagt werden, dass die Finanzierungssituation für Gas-\n\nnetzbetreiber recht gut ist, da Fremdkapital gegenwärtig zu sehr tiefen Zinsen aufgenommen \n\nwerden kann. \n\nWie für die Abschreibungsmethodik gibt es in der Schweiz derzeit keine gesetzliche Vorgabe \n\nfür die Bestimmung der Finanzierungskosten. Es wird zwischen vorgelagerten und lokalen \n\nNetzebenen unterschieden. Auf der Ebene der vorgelagerten Netze besteht eine einvernehm-\n\nliche Regelung zwischen Hochdrucknetzbetreibern und dem Preisüberwacher. Auf Verteilnetz-\n\nebene können Unternehmen individuell entscheiden, wie sie auf Grund ihrer finanziellen und \n\nsachlichen Voraussetzungen die Kapitalverzinsung festlegen. Dadurch ergeben sich grosse \n\nUnterschiede zwischen den Unternehmen. \n\nDas Nemo-Manual empfiehlt für die Berechnung des kalkulatorischen Zinssatzes einen ge-\n\nwichteten kalkulatorischen Zins (weighted average capital cost, WACC). Der WACC soll die \n\nKosten für Eigen- und Fremdkapital der Gasnetzbetreiber zur Finanzierung der Gasinfrastruk-\n\ntur decken. Er soll jedoch auch einen Anreiz bieten, die Finanzierung zu optimieren und sich \n\nzu geringeren Fremdkapitalzinsen zu finanzieren als im WACC erwartet. Eine allfällige Diffe-\n\nrenz bleibt den Gasnetzbetreibern als Rendite. \n\nDas Manual empfiehlt für lokale Netze den Kapitalkostenansatz von 5.14 %. Dieser liegt höher \n\nals der WACC auf der Ebene der vorgelagerten Netze, was mit verschiedenen Risikoprofilen \n\nder Netzebenen zu tun habe. Eine Marktumfrage der Branche im Jahr 2017 zeigt, dass die \n\nBranche im Schnitt einen WACC von 4.98 % für lokale Netze als angemessen beurteilt (tiefer \n\nals 2015). Die Höhe des WACC gewinnt vor allem im Zusammenhang mit einer künftigen ge-\n\nsetzlichen Regulierung des Gasmarkts stark an Bedeutung. \n\n \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 40 \n \n\n \n\nQuellen: \n\n— BFE 2015: Frontier Economics, Studie betreffend Netzkosten und Netztarife \n\n— EVU Partners 2017: Gasmarkt Schweiz 2017 \n\n \n\ng) Anteil Netzkosten am Gesamtpreis \n\nDer Anteil des Netzpreises am Gesamtpreis ist stark vom Versorgungsgebiet abhängig. Auch \n\ndie Schätzungen des Preisanteils verschiedener Quellen divergieren stark. \n\nSchätzungen für Gasendpreise in der Schweiz (Vorsteuerpreise, also um Steuer und Abgaben \n\nbereinigt) gehen je nach Kundengruppe von rund 5 bis 7.5 Rp./kWh aus.  \n\nEine Studie des BFE von 2011 zur Zukunft leitungsgebundener Energieversorgungssysteme \n\npräsentiert empirische Daten von Netzpreisanteilen in vier verschiedenen Zürcher Versor-\n\ngungsgebieten im Jahr 2008. Dort bewegen sich die Anteile der spezifischen Netzkosten am \n\nGesamtpreis zwischen 13 % und 21 %. \n\nIn einer weiteren Studie des BFE von 2016 in der Schweiz auf 2.5 bis 3 Rp./kWh geschätzt. \n\nDamit beträgt der Anteil des Netzpreises am Gesamtpreis schätzungsweise zwischen 30 % \n\nund 60 %. \n\nSpezifischen Netzkosten für Industriekunden wurden im Jahr 2017 erhoben und belaufen sich \n\nauf zwischen 0.7 und 1.8 Rp./kWh (nationale, regionale und lokale Netznutzung Schweiz ohne \n\nMehrwertsteuer, BFE 2017). Dies ergibt einen Anteil von zwischen 10 % und 35 %. Dieser \n\nbeinhaltet jedoch die internationalen Netzkosten nicht.  \n\nQuellen: \n\n— BFE 2011: Die Zukunft leitungsgebundener Energieversorgungssysteme \n\n— BFE 2016: Studie betreffend möglicher Vorgehensweisen bei einer Öffnung  \n\ndes Schweizer Gasmarktes \n\n— BFE 2017: Vergleich der Netznutzungsentgelte: Analyse der Einflussfaktoren auf die Ent-\n\ngelte für schweizerische und deutsche Gasnetze.   \n\n \n\nh) Speicherung von Gas in der Schweiz  \n\n Pflichtlagerhaltung \n\nZur sicheren Versorgung der Schweiz besteht rechtlich unter anderem eine Pflichtlagerhaltung \n\nfür Erdgas im Umfang von 4.5 Monatsumsätzen (BWL 2015). Die Pflichtlagerhaltung von Erd-\n\ngas stützt sich auf das Landesversorgungsgesetz LVG und die Erdgaspflichtlagerverordnung. \n\nDie Lagerung wird für die Importeure von der Pflichtlagerorganisation «provisiogas» übernom-\n\nmen. Im Grundsatz sind die Pflichtlager in Form von Erdgas zu halten. Da die Voraussetzungen \n\nin der Schweiz dafür aus geologischen und wirtschaftlichen Gründen nicht gegeben sind, wird \n\ndie Pflicht in Form von einer Lagerung von Heizöl extra leicht erfüllt. Dies ist möglich, da ein \n\nTeil der Gas-Grosskunden Zweistoffanlagen betreiben, die im Falle von Versorgungsstörungen \n\nvon Erdgas auf Heizöl umgestellt werden können.  \n\n \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 41 \n \n\n \n\n Speicherformen \n\nDie nachfolgende Tabelle zeigt die heute gängigen Speicherformen und deren Nutzungszwe-\n\ncke \n\n \n\nSpeicherform Aquifer /  \n\nPorenspeicher \n\nSalzkavernen /  \n\nFelskavernen / LNG \n\nRöhren-,  \n\nKugelspeicher, Linepack  \n\n(Speicherung im Netz) \n\nSpeicher- \n\nvolumen \nGross, 1’000 Mio. Nm3 Mittel, 25 – 60 Mio. Nm3 Klein, 0.02 – 2 Mio. Nm3 \n\nKosten Tief Hoch Sehr hoch \n\nNutzungszweck - Saisonale Speicherung \n\n- Strategische Reserve in \n\nVersorgungskrise, garan-\n\ntiert Unabhängigkeit von \n\nWesteuropa gegenüber \n\nLieferländern \n\n- Spitzenlastversorgung \n\n(Peakshaving) bis 30 Tage \n\nbei Kältespitzen \n\n- Für Schweiz auch strate- \n\ngische Reserve bei Versor-\n\ngungsengpässen \n\n- Tageausgleich \n\n- Spitzenlastversorgung für  \n\nLokalnetz, bei Kältespitzen \n\nmax. 2 Tage \n\nTabelle 5:  Speicherformen (GVM 2016) \n\n \n\n \n\n Speicherung in der Schweiz  \n\nDie Speicherung von Gas erfolgt heute in der Schweiz mittels Netzpuffer (line pack) sowie in \n\nKugel- oder Röhrenspeichern. Die Speicherung im Netz selber wird aufgrund von nutzbaren \n\nDruckschwankungen ermöglicht. Tabelle 6 zeigt die Speicherkapazität der verschiedenen \n\nNetzkomponenten in der Schweiz. Die physisch in der Schweiz liegenden Kapazitäten sind \n\nsehr gering. Zum Peakshaving in Kältespitzen und zur Absicherung gegen Versorgungsstörun-\n\ngen ist die Schweiz an einem französischen Erdgasspeicher in Etrez (Frankreich) beteiligt, das \n\nmit 1,5 TWh über 90 % der «Schweizer» Kapazität ausmacht. Die Speicherquote für Gas (Spei-\n\ncherkapazität geteilt durch Jahresverbrauch) beträgt für die Schweiz rund 5 %. \n\nDas Verteilnetz trägt nur einen sehr geringen Anteil bei und ist damit für die (saisonale) Spei-\n\ncherung irrelevant. Die Jahresdurchschnittsleistung des Schweizer Gas Bruttoenergiever-\n\nbrauchs von 4.1 GW könnte mit der Speichermenge des inländischen Netzes (Netzatmung in \n\nallen Netzstufen, Kugel- und Röhrenspeicher) für knapp einen Tag gedeckt werden. \n\n \n\n \n\nArt der Speicherung Speicherkapazität [GWh] \n\nTransitleitung  (14.4)  \n\nTransportnetz  28.4  \n\nVerteilnetz 0.2 \n\nKugel- und Röhrenspeicher 48.7 \n\nBeteiligung an Erdgasspeicher in Etrez (F), Salzkaverne 1’510.0 \n\nTotal  1'587 – 1’602 \n\nTabelle 6:  Speicherkapazität des Schweizer Erdgasnetzes. Die Speicherkapazität der Transitleitung entspricht  \n\nder Speicherkapazität des von Swissgas gehaltenen Anteil von 27.3 % an der Leitung. Es ist nicht  \n\nabschliessend geklärt, inwieweit diese als Speicher genutzt werden kann (Quelle: IET 2016)  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 42 \n \n\n \n\nSpeicherung in Nachbarländern \n\nIn benachbarten Ländern sind die Speicherkapazitäten und -quoten für Gas viel grösser als in \n\nder Schweiz (siehe Tabelle 7). In den Nachbarländern bestehen grosse Poren- und Kavernen-\n\nspeicher, die auch eine saisonale Speicherung erlauben. In jedem Land (ausser Liechtenstein) \n\nist die Speicherkapazität deutlich höher als der Schweizer Jahresverbrauch (Faktor 3 bis Faktor \n\n8). \n\nLand Speicherkapazität  \n\n[GWh] \n\nJahresverbrauch 2015 \n\n[GWh] \n\nSpeicherquote \n\nSchweiz 1’600 31’400 5 % \n\nDeutschland 260’300 667’700  39 % \n\nFrankreich 134’600 355’000  38 % \n\nItalien 187’600 433’600 43 % \n\nÖsterreich 94’600 60’300 157 % \n\nTabelle 7:  Speicherkapazität des Erdgasnetzes in der Schweiz und in ihren Nachbarländern (Quellen: IEA 2018; IET \n\n2016; GSE 2016) \n\n \n\n Speicherung in Europa im Jahresverlauf \n\n«Gas Infrastructure Europe» (GIE) repräsentiert Gasunternehmen aus 26 europäischen Län-\n\ndern und stellt Daten zur Gasspeicherung in Europa zur Verfügung. Die Zahlen für 2018 zeigen, \n\ndass die Speicher ihren Höchststand im Oktober/November erreichen (siehe Abbildung 24, \n\nentspricht rund 85% Füllstand). Eingespiesen wird vor allem von April bis und mit September \n\n(siehe Abbildung 25). Die Einspeisekapazität liegt bei rund 11'500 GWh/d und wird im Monats-\n\ndurchschnitt nicht einmal zur Hälfte in Anspruch genommen.  \n\n \n\n \n\nAbbildung 24:  Durchschnittliche monatliche Speicherstand der Erdgasspeicher in Europa im Jahr 2018  \n\n(Quelle: agsi.gie.eu) \n\n \n\n0\n100\n200\n300\n400\n500\n600\n700\n800\n900\n\n1'000\n\nin\n T\n\nW\nh\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 43 \n \n\n \n\n \n\nAbbildung 25: Über den Monat gemittelte tägliche Einspeisung in die Speicher im Jahr 2018  \n\n(Quelle: agsi.gie.eu) \n\n \n\nQuellen: \n\n— Bund: Landesversorgungsgesetz LVG (Link) \n\n— Bund: Erdgaspflichtlagerverordnung (Link) \n\n— BWL 2015: Bericht zur Vorratshaltung 2015 \n\n— GSE 2016: Statistics European Storage \n\n— GVM 2016: Speicherung von Erdgas, Vortrag an der Gastagung 2016 \n\n— IEA 2018: Statistics, Link (Beispiel Endenergieverbrauch Frankreich, andere Länder  \n\naus Abfrage der Datenbank) \n\n— IET 2016: Speicherkapazität von Erdgas in der Schweiz \n\n— Website: agsi.gie.eu \n\n \n\ni) Verteilung Gasabsatz über Verteilnetze \n\nEs wurde keine quantitativen Angaben dazu gefunden, wieviel Prozent der Energiemenge \n\nüber die 10 % am stärksten genutzten Verteilnetzleitungen verläuft.  \n\n  \n\n0\n500\n\n1'000\n1'500\n2'000\n2'500\n3'000\n3'500\n4'000\n4'500\n5'000\n\nin\n G\n\nW\nh\n/d\n\nhttps://www.admin.ch/opc/de/classified-compilation/20141710/index.html\nhttps://www.admin.ch/opc/de/classified-compilation/20170060/index.html\nhttps://www.iea.org/statistics/statisticssearch/report/?country=FRANCE&product=naturalgas&year=2015\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 44 \n \n\n \n\n1.4 Offene Fragen  \n\na) Welches sind die wichtigsten Treiber, die heute zu einem Ausbau  \n\noder zur Stilllegung eines Verteilnetzes führen? \n\nDie wichtigsten Treiber sind generell die gleichen wie für die künftige Gasnachfrage (siehe \n\nKapitel 1.2b)). Die Treiber wirken sich jedoch teils unterschiedlich auf die Gasnachfrage und \n\ndie Gasinfrastruktur aus. \n\nDie politischen Entscheide der Gemeinden haben bei der Gasinfrastruktur meist noch eine \n\nwichtigere Rolle als bei der Gasnachfrage. Die Gemeinden entscheiden über kommunale Ener-\n\ngieplanungen, Investitionen sowie Desinvestitionen in Verteilnetze und über die Finanzierung \n\nder Investitionen.  \n\nEin weiterer Treiber sind die kantonalen Richtpläne für Energie, welche vorgeben, welche The-\n\nmen ein kommunaler Energierichtplan abdecken muss. In der Praxis zeigt sich aber, dass sich \n\nGemeinden beim Ausbau der Gasversorgung nicht immer an den kantonalen Richtplan halten. \n\n \n\nb) Welches ist der finanzielle Wert der Verteilnetze? \n\n Grundlegende Aspekte \n\nBezügliche dem Wert des Verteilnetzes werden in der Praxis oft der Buchwert und der Ertrags-\n\nwert verwendet. Der Buchwert zeigt den finanziellen Wert der Infrastruktur, der in der Bilanz \n\ndes Eigentümers steht. Der Buchwert sollte nach dem Grundsatz von «true and fair» bestimmt \n\nwerden, den realen Wert zeigen und somit keine stillen Reserven beinhalten. Der Buchwert \n\nermittelt sich unter Berücksichtigung von Investitionen (Anschaffungskosten), allfälligen Des-\n\ninvestitionen und den jährlichen Abschreibungen, das heisst anhand von Bestandsgrössen. Da \n\ndie Abschreibungen in der Praxis oft linear erfolgen, d.h. ohne Berücksichtigung relevanter \n\nRahmenbedingungen, die einen Einfluss auf den Wert der Infrastruktur haben können (z.B. \n\nVerkürzung der Abschreibungsdauer aufgrund geplanter Stilllegungen), zeigen die Buchwerte \n\nteils nicht die realen Werte der Infrastruktur. \n\nDer Ertragswert ermittelt sich anhand von künftigen Erträgen, d.h. von Flussgrössen. Die er-\n\nmittelten Werte hängen stark von den angenommenen Faktoren, d.h. der künftigen Nachfrage, \n\nden künftigen Gaspreisen, der Bruttomarge und dem internen Zinssatz ab. Der Ertragswert \n\nhängt stark von den regulatorischen Rahmenbedingungen ab, da diese einen grossen Einfluss \n\nauf künftige Erträge und die Bruttomarge haben. Somit sollten sie bei der Berechnung des \n\nErtragswerts angemessen berücksichtigt werden.  \n\nEin weiterer wichtiger Aspekt ist, dass Veränderungen am Verteilnetz oder deren Bewirtschaf-\n\ntung nicht nur einen Einfluss auf den Wert des Verteilnetzes haben, sondern auch auf den Wert \n\nder vorgelagerten Netze. \n\n \n\n Finanzieller Wert der Schweizer Gasinfrastruktur \n\nIn verschiedenen Dokumenten beziffert der VSG den Wiederbeschaffungswert der Schweizer \n\nGasinfrastruktur zwischen CHF 15 und 20 Mia. Die Methodik der Berechnung und die zugrunde \n\nliegenden Annahmen sind nicht bekannt. \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 45 \n \n\n \n\nEine einfache Ermittlung des Wert des gesamten Verteilnetzes ergibt einen kalkulatorischen \n\nBuchwert von rund CHF 4.5 Milliarden. Die Berechnung basiert auf folgenden Grundlagen: \n\n− Länge des gesamten Verteilnetzes (VSG Jahresstatistik 2010 – 2017): 17’648 km  \n\n− Angenommener kalkulatorischer Buchwert CHF 250 pro Laufmeter, basierend auf:  \n\nangenommenen Investitionskosten von CHF 500 pro Laufmeter und der Annahme, dass \n\ndie Verteilnetze zur Hälfte abgeschrieben sind. \n\n \n\nWeitere Informationen zum gesamten Wert des Verteilnetzes konnten nicht gefunden werden. \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nDie Teilnehmenden der Stakeholder-Gruppe nehmen zu folgenden zentralen Aussagen  \n\nwie folgt Stellung: \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Der kalkulatorische Buchwert der Gasinfrastruktur beträgt geschätzt rund \n\n4.5 Milliarden Franken.6 \n\n15 0 0 \n\n2. Mit dem Verteilnetz verbunden sind sowohl energie- und klimapolitische \n\nals auch ökonomische Aspekte. \n\n14 1 0 \n\n3. Die lebensdauer-basierte Ermittlung der Werte (Buchwert und kalkulatori-\n\nscher Buchwert) sind risikobehaftet. \n\n15 0 0 \n\n \n\n \n\n \n\nQuellen:  \n\n— VSG 2016, Bedeutung der Gasinfrastruktur für die Umsetzung der Energiestrategie 2050 \n\n— VSG 2017, Erdgas / Biogas, die Energie  \n\n— VSG Jahresstatistiken 2010-2017 \n\n \n\nc) Wie werden sich die Speicherkapazitäten für Gas in Zukunft ändern?  \n\n Schweiz \n\nDie heute möglichen Speichertechnologien sind im Kapitel 1.3h) beschrieben. In der Schweiz \n\nwar länger ein Projekt von vier Kavernenspeichern im Grimselgebiet ob Innertkirchen geplant \n\n(Aushöhlung des Felsen und Auskleidung mit Stahl). Die Kavernen hätten etwa je eine Spei-\n\ncherkapazität von 280 GWh. Damit hätte eine einzige Kaverne schon mehr Kapazität als die \n\nheute bestehenden Kapazitäten im Transportnetz sowie in den Röhren- und Kugelspeichern. \n\nDas Projekt wird jedoch derzeit nicht weiterverfolgt (Stand 2019). Ein Projekt in Oberwald be-\n\nfindet sich derzeit in Evaluation. Planung, Bewilligung und Bau würden noch viele Jahre in \n\nAnspruch nehmen. \n\nEin weiteres Projekt in Planung ist ein LNG-Speicher am Rhein bei Muttenz mit einer Kapazität \n\nvon rund 275 GWh. Die Erstellung eines Hubs zur Lieferung erneuerbarer Gase an \n\n \n6  Der geschätzte Wert ergibt sich aus der Länge des Verteilnetzes von rund 17'650 km und einem durchschnittlichen \n\nBuchwert von 250 Fr. pro Laufmeter. \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 46 \n \n\n \n\nVerteilnetzbetreiber an diesem Standort steht zur Diskussion. Dieses Projekt ist momentan auf \n\nStufe Vorprojekt. \n\nWürden diese beiden Projekte realisiert, würde sich die Speicherkapazität der Schweiz knapp \n\nverdoppeln und damit die Speicherquote (Speicherkapazität zu Jahresverbrauch) von 5% auf \n\n10% erhöhen. Beide Speicher würden im vorgelagerten Netz angegliedert werden und die \n\nSpeicherkapazität des Verteilnetzes nicht vergrössern. \n\nZusätzlich zu diesen Projekten könnte in Zukunft die Speicherung von Compressed Natural \n\nGas (CNG, komprimiertes Erdgas) eine weitere Option für kurz- bis mittelfristige Speicherung \n\ndarstellen. CNG selbst wird als Treibstoff genutzt. \n\n \n\n EU-28 \n\nIn der EU stehen neben den Speichertechnologien, die in der Schweiz genutzt werden, auch \n\nnoch Porenspeicher und Salzkavernen zur Verfügung. Die Speicherung mit Porenspeicher ist \n\nrelativ günstig. Somit ist zu erwarten, dass bei einem erhöhten Speicherbedarf, dieses Spei-\n\ncherpotenzial genutzt wird. Zurzeit ist in der EU-28 ein Speichervolumen von rund 284 TWh \n\ngeplant oder im Bau. Dies entspricht rund 20% des heutigen Speichervolumens. Wie sich der \n\nSpeicherbedarf entwickeln wird, ist von verschiedenen Faktoren abhängig, u.a. ob erneuerbare \n\nsynthetische Gase in Zukunft eine wirtschaftlich interessante Komponente im Energiesystem \n\nsein wird. \n\n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nDie Teilnehmenden der Stakeholder-Gruppe nehmen zu folgenden zentralen Aussagen  \n\nwie folgt Stellung: \n\nAussagen Ja Nein  Enthaltung \n\n1. Die Speicherung in der Schweiz ist verhältnismässig teuer.  15 0 0 \n\n2. Die heutigen Speicherkapazitäten in der Schweiz sind klein und dienen \n\nnur der kurzfristigen Speicherung. \n\n15 0 0 \n\n3. Die Speicherkapazitäten im Ausland sind heute gross.  15 0 0 \n\n4. Die grossen Porenspeicher erlauben eine kostengünstige Speicherung. 15 0 0 \n\n \n\n \n\nQuellen: \n\n— Gas Storage Europe 2016, Technical working gas volume and number of  \n\nunderground gas storage facilities per type \n\n— GVM, Hans Wach 2016, Speicherung von Erdgas \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 47 \n \n\n \n\nd) Welche Zeiträume müssen für einen Ausbau und eine Stilllegung  \n\neines Verteilnetzes eingeplant werden?  \n\nDie nachfolgende Tabelle zeigt den Zeitbedarf für den Ausbau und eine Stilllegung eines Ver-\n\nteilnetzes. \n\n \n\nKategorie Beschreibung Zeitbedarf \n\nKleiner Ausbau Anschluss neuer Kunden an bestehende \n\nLeitungen oder Ausbau des Netzes in \n\nneue Strassenzüge \n\n- Beschluss und Planung: Einige Monate bis we-\n\nnige Jahre \n\n- Umsetzung: Einige Monate bis wenige Jahre \n\nGrosser Ausbau Ausbau des Netzes in ein neues Quartier \n\noder Gemeinden \n\n- Beschluss und Planung: Einige Monate bis we-\n\nnige Jahre \n\n- Umsetzung: 2 – 5 Jahre \n\nStilllegung  - Beschluss und Planung: Einige Monate bis we-\n\nnige Jahre \n\n- Umsetzung: max. 20 - 25 Jahre, kann durch Kom-\n\npensationszahlungen verkürzt werden (eine Kom-\n\npensationspflicht besteht nur, wenn Verträge ver-\n\nletzt werden).  \n\nTabelle 8: Grobe Schätzung für den Zeitbedarf verschiedener Bauvorhaben im Verteilnetz (Einschätzung der Ak-\n\nteursgruppe des Projektes) \n\n \n\nDie Erfahrung verschiedener Gasversorger zeigt, dass die Herausforderungen in Stilllegungs-\n\nprojekten mehr auf der kommunikativen als auf der technischen Ebene liegen. Kurzfristig kom-\n\nmunizierte Stilllegungen sind wegen der hohen Gefahr von Verzögerungen durch rechtliche \n\nVerfahren unrealistisch.  \n\n \n\nBeispiel Stilllegung der Gasversorgung in Zürich Nord:  \n\n— Beschluss des Stadtrats von 1992: Langfristig soll nur ein einziger leitungsgebundener \n\nEnergieträger im Gebiet bestehen bleiben, nämlich die Fernwärme. \n\n— 2011 hat Energie 360° AG (ehemals Erdgas Zürich) in Absprache mit der Stadt Zürich einen \n\nFahrplan für die Stilllegung der Erdgas-Leitungen im Fernwärmegebiet Zürich-Nord aus-\n\ngearbeitet.  \n\n— In der Stadt Zürich muss eine Stilllegung in der Regel mindestens 15 Jahre vor Umsetzung \n\nkommuniziert werden. Die erste Kommunikation des Vorhabens erfolgte bereits 1992.  \n\nSystematisch informiert wurden die Bürger über die Stilllegung der Gasversorgung aber erst \n\nim September 2011.  \n\n— Die etappenweise bzw. quartierweise Stilllegung der Gasversorgung erfolgt zwischen 2016 \n\nund 2024. \n\n— Die betroffenen Haushalte erhalten ein kostenloses Energiecoaching. \n\n— Energie 360° AG entschädigt Investitionen in Erdgas-Heizungen, die vor 2012 erfolgten und \n\nfolglich aufgrund der Stilllegung der Erdgas-Leitung nicht amortisiert werden können. Basis \n\nfür die Berechnung der finanziellen Entschädigung sind eine individuelle Beurteilung der \n\nSachlage sowie die Vorgaben des Schweizerischen Ingenieur- und Architektenverbandes \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 48 \n \n\n \n\n(SIA 480) hinsichtlich Lebensdauer von Gasheizungsanlagen. Eine Entschädigung erfolgt, \n\nsofern der noch nicht amortisierte, kumulierte Restwert 500 Franken überschreitet.  \n\n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nDie Teilnehmenden der Stakeholder-Gruppe nehmen zu folgenden zentralen Aussagen  \n\nwie folgt Stellung: \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Ausbauten lassen sich schneller realisieren als Stilllegungen. 15 0 0 \n\n2. Für die Umsetzung einer Stilllegung braucht es nicht die volle Aus-\n\nschöpfung der Lebensdauer des Verteilnetzes sowie der kundenseiti-\n\ngen Infrastruktur.  \n\n15 0 0 \n\n3. Die Umsetzungsdauer kann durch Kompensationszahlungen an den \n\nKunden und durch einmalige Abschreibungen der Netzinfrastruktur \n\nverkürzt werden. \n\n15 0 0 \n\n \n\n \n\n \n\nQuelle:  \n\n— Stadt Zürich 2018: Ersatz Erdgas Zürich-Nord, Link \n\n  \n\nhttps://www.stadt-zuerich.ch/gud/de/index/beratungen_bewilligungen/ugz/Liegenschaftsbesitzende/energie-coaching/ersatz-erdgas.html\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 49 \n \n\n \n\n2. Biogas \n\n2.1 Faktensammlung  \n\na) Heutige Produktion von Biogas in der Schweiz \n\nBei der Vergärung von Biomasse entsteht Biogas mit einem Methangehalt von etwa 60 Pro-\n\nzent. Ein Aufbereitungsprozess erhöht den Methangehalt auf mindestens 96 Prozent. Das re-\n\nsultierende Gas nennt man in Fachkreisen «Biomethan», in der Öffentlichkeit und im Rahmen \n\ndieses Berichtes jedoch auch als Biogas.  \n\nIn der Schweiz werden fünf Typen von Anlagen zur Biogasproduktion unterschieden. Es gibt \n\nBiogasanlagen in der Landwirtschaft, in Gewerbe/Industrie, von Industrieabwässern, sowie De-\n\nponiegasanlagen und Klärgasanlagen. \n\nDie gesamte Biogasproduktion ist die Summe des ins Erdgasnetz eingespeisten und des lokal \n\nverbrauchten Biogases (inkl. Wärmeverluste). Abbildung 26 zeigt die Entwicklung der Schwei-\n\nzer Biogasproduktion über die letzten Jahre. Im Jahr 2017 wurden gut 1’409 GWh Biogas pro-\n\nduziert. Das entspricht etwa 4% des gesamten Gasverbrauchs der Schweiz (Bruttoverbrauch \n\ngemäss Gesamtenergiestatistik plus nicht eingespeistes Biogas). Für die Anteile des einge-\n\nspeisten Biogases und importierten Biogases siehe Unterkapitel c) und e)).  \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 26: Schweizer Biogasproduktion nach Anlagentyp zwischen 1990 und 2017 (Quelle: BFE 2018)  \n\n \n\nQuellen:  \n\n— BFE 2018: Schweizerische Statistik der erneuerbaren Energien, Ausgabe 2017 \n\n— BFE 2018: Schweizerische Gesamtenergiestatistik 2017 \n\n \n\n0\n\n200\n\n400\n\n600\n\n800\n\n1'000\n\n1'200\n\n1'400\n\n1'600\n\n1\n9\n\n9\n0\n\n2\n0\n\n0\n0\n\n2\n0\n\n0\n2\n\n2\n0\n\n0\n4\n\n2\n0\n\n0\n6\n\n2\n0\n\n0\n8\n\n2\n0\n\n1\n0\n\n2\n0\n\n1\n2\n\n2\n0\n\n1\n4\n\n2\n0\n\n1\n6\n\nB\nio\n\ng\na\ns\np\nro\n\nd\nu\nk\nti\no\nn\n \n[G\n\nW\nh\n]\n\nDeponiegas\n\nIndustrieabwässer\n\nGewerbe/Industrie\n\nLandwirtschaft\n\nKlärgas\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 50 \n \n\n \n\nb) Heutige Verwendungszwecke \n\nIn Abbildung 27 ist der Schweizer Biogasverbrauch für die verschiedenen Verwendungszwecke \n\nzwischen 1990 und 2017 dargestellt. Knapp 10 % (129 GWh) des Biogasverbrauchs ist dem \n\nEigenbedarf zur Beheizung der Fermenter der Produktionsanlagen zuzuschreiben. Ein Viertel \n\nwird ins Gasnetz gespeist. Drei Viertel des Biogases werden lokal zur Wärme- und Strompro-\n\nduktion verbraucht (in Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen (WKK)). Die dabei erzeugte Wärme \n\nwird soweit möglich an Ort oder über Wärmeverbünde für Raumheizung, Warmwassererzeu-\n\ngung und Prozesswärme genutzt. 2017 konnte die Hälfte der in WKK-Anlagen produzierten \n\nWärme abgenommen werden (325 GWh bzw. 23 % des Biogasverbrauchs), der Rest ging als \n\nungenutzte Wärme verloren (Wärmeverluste von 322 GWh bzw. 23 %). Der erzeugte Strom \n\nwird ins Stromnetz eingespeist (333 GWh bzw. 24 %). \n\n21 % bzw. 301 GWh des Biogases wurde 2017 ins Erdgasnetz eingespeist7. Gemäss der Jah-\n\nresstatistik des VSG wurde 2017 ein Anteil von 15 % des Biogasabsatzes über das Netz als \n\nTreibstoff genutzt. Der Rest von 85% wird dem Erdgas zur Nutzung in Gebäuden beigemischt. \n\nDer Biogasverbrauch in der Industrie ist vernachlässigbar. Dank Effizienzsteigerungen bei Bi-\n\nogasanlagen mit Wärmekraftkopplung und der vermehrten Einspeisung von Biogas ins Erd-\n\ngasnetz konnte der Anteil der ungenutzten Wärme aus WKK-Anlagen seit 1990 von 32 % auf \n\n23 % im Jahr 2017 gesenkt werden, absolut gesehen hat sich die ungenutzte Wärme aus WKK-\n\nAnlagen jedoch von 145 GWh auf 322 GWh erhöht. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 27: Verbrauch des Schweizer Biogases nach Verwendungszweck zwischen 1990 und 2017 (Quelle: BFE \n\n2018; VSG 2018) \n\n \n\nQuellen: \n\n— BFE 2018: Schweizerische Statistik der erneuerbaren Energien, Ausgaben 2017 \n\n— VSG 2018: Erdgas/Biogas in der Schweiz, Ausgabe 2018, VSG Jahresstatistik \n\n \n\n \n7  Zahlen des BFE, bezogen auf den unteren Heizwert. Der VSG gibt für die Einspeisung im Jahr 2017 einen Wert von \n\n334 GWh, bezogen auf den oberen Heizwert an. \n\n0%\n\n20%\n\n40%\n\n60%\n\n80%\n\n100%\n\n1\n9\n\n9\n0\n\n2\n0\n\n0\n0\n\n2\n0\n\n0\n1\n\n2\n0\n\n0\n2\n\n2\n0\n\n0\n3\n\n2\n0\n\n0\n4\n\n2\n0\n\n0\n5\n\n2\n0\n\n0\n6\n\n2\n0\n\n0\n7\n\n2\n0\n\n0\n8\n\n2\n0\n\n0\n9\n\n2\n0\n\n1\n0\n\n2\n0\n\n1\n1\n\n2\n0\n\n1\n2\n\n2\n0\n\n1\n3\n\n2\n0\n\n1\n4\n\n2\n0\n\n1\n5\n\n2\n0\n\n1\n6\n\n2\n0\n\n1\n7\n\nEinspeisung Gasnetz:\nWärmenutzung\n\nEinspeisung Gasnetz: Mobilität\n\nLokaler Verbrauch: Eigenbedarf\n\nLokaler Verbrauch: Nicht\ngenutzte Wärme\n\nLokaler Verbrauch:\nStromproduktion\n\nLokaler Verbrauch: Genutzte\nWärme\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 51 \n \n\n \n\nc) Anteil Biogas im Schweizer Gasnetz \n\nDer Anteil Biogas am gesamten Schweizer Gasabsatz steigt jährlich, ist jedoch noch immer \n\ngering. Das in der Schweiz eingespeiste Biogas machte 2017 0.9 % der gesamten Gasmengen \n\nim Schweizer Gasnetz aus. \n\n \n\nQuellen:  \n\n— BFE 2018: Schweizerische Statistik der erneuerbaren Energien, Ausgaben 2017 \n\n— VSG 2018: Erdgas / Biogas in der Schweiz, VSG-Jahresstatistik, Ausgabe 2017 \n\n \n\nd) Anerkennung von Biogas (Steuern, CO2-Abgabe, Förderung) \n\nAls Treibstoff (Verkehr und Stromproduktion)  \n\nBiogas, das zur Stromproduktion verwendet oder im Verkehr eingesetzt wird, gilt als Treibstoff \n\nund unterliegt in der Schweiz dem Mineralölsteuergesetz (MinöStG). Dazu gehört wegen der \n\nStromproduktion auch Biogas, das in Wärmekraftkopplungsanlagen genutzt wird. Importiertes \n\nund im Inland hergestelltes Biogas kann steuerbefreit werden, sofern es ökologische und so-\n\nziale Mindestanforderungen erfüllt in Bezug auf die Treibhausgasemissionen, die Umweltbe-\n\nlastung aus dem Anbau der Rohstoffe und auf die Anbauflächen und die Produktionsbedingun-\n\ngen. Für biogene Treibstoffe, die aus biogenen Abfällen oder Produktionsrückständen herge-\n\nstellt werden, gelten die ökologischen Mindestanforderungen automatisch als erfüllt. Sie sind \n\ndamit von der Mineralölsteuer befreit. \n\nDie Stromproduktion in Biogasanlagen wird über das Kostenorientierte Einspeisevergütungs-\n\nsystem (KEV) gefördert, welche alle Stromkonsumenten über einen Zuschlag auf die Netznut-\n\nzung finanzieren (Energiegesetz). Die KEV ist jedoch auf Ende 2022 befristet. Dies betrifft die \n\nNeuaufnahme von Anlagen, bereits geförderte Anlagen erhalten die Förderung bis zum Ende \n\nihrer Vergütungsdauer. Allerdings kann aufgrund der begrenzten Mittel und zeitlichen Befris-\n\ntung der KEV die bereits bestehende Warteliste nicht vollständig abgebaut werden. Für neue \n\nAnlagen besteht deshalb realistischerweise keine Chance, eine KEV-Zusage zu erhalten. Ge-\n\nwisse Biomasse-Infrastrukturanlagen werden mittels Investitionsbeiträgen und nicht mehr mit \n\nder KEV gefördert. Dies betrifft Kehrichtverbrennungsanlagen und Klärgasanlagen. Die Finan-\n\nzierung dieser Beiträge erfolgt auch über den Netzzuschlag.  \n\n \n\nAls Brennstoff \n\nDa Biogas nicht fossil ist, unterliegt es als Brennstoff nicht dem Schweizer CO2-Gesetz, das \n\nheisst es muss keine CO2-Abgabe bezahlt werden. Für Biogas als Brennstoff gibt es keine \n\ngesetzlichen Nachhaltigkeitsanforderungen. Eine Ausnahme betrifft Biogas, das in Wärme-\n\nkraftkopplungsanlagen verwendet wird und damit auch zur Stromerzeugung genutzt wird (siehe \n\noben Regeln zu Treibstoff). Die Gasbranche bekennt sich aber zu nachhaltig produziertem \n\nBiogas und erfüllt die Nachhaltigkeitsanforderungen der Mineralölsteuerbefreiung auch für Bi-\n\nogas als Brennstoff. Auf freiwilliger Basis kann Biogas zudem unter dem Label  naturemade \n\nstar zertifiziert werden. Voraussetzung für dieses Label ist, dass das Biogas in einer Ökobilanz \n\nmindestens doppelt so gut abschneidet wie Erdgas.  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 52 \n \n\n \n\nDie Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn 2014) erkennen Biogas nicht \n\nan zur Erfüllung der Artikel 1.22 (Anforderungen an die Deckung des Wärmebedarfs von Neu-\n\nbauten) und 1.29 (Erneuerbare Wärme beim Wärmeerzeugerersatz). Die MuKEn 2014 sind \n\neine harmonisierte Empfehlung für die Umsetzung energetischer Bauvorschriften der Kantone, \n\ndie von der Konferenz kantonaler Energiedirektoren beschlossen wird. Viele Kantone sind der-\n\nzeit an der entsprechenden Revision ihrer Energievorschriften und prüfen dabei die Anerken-\n\nnung von Biogas. Einzelne Kantone haben entgegen der Empfehlung Biogas unter gewissen \n\nBedingungen anerkannt. Angesichts dieser Entwicklung hat die Konferenz kantonaler Energie-\n\ndirektoren im Herbst 2019 einen koordinierten Vorschlag erarbeitet, wie eine Biogaslösung zu \n\nhandhaben wäre, wenn ein Kanton dies aufnehmen möchte. \n\nTabelle 9 zeigt die bestehenden gesetzlichen Vorgaben, die für Biogas als Brennstoff und \n\nTreibstoff gelten. Weitere Detailvorschriften gibt es zum Umgang mit Biogas in Zielvereinba-\n\nrungen, Kompensationsprojekten und in gesetzlichen Vorschriften der Kantone. \n\n \n\nGesetzliche Vorgaben Stromproduktion Verkehr Brennstoff \n\nMineralölsteuer Steuerbefreiung, sofern es ökologische und soziale Min-\n\ndestanforderungen erfüllt. \n\nNicht relevant \n\nCO2-Abgabe Nicht relevant, da nur auf Brennstoffen Nicht relevant, da \n\nnicht fossil \n\nKostenorientiertes Einspeisevergü-\n\ntungssystem (KEV) \n\nKEV Vergütung für die \n\nStromproduktion  \n\nNicht relevant Nicht relevant \n\nTabelle 9: Übersicht über die gesetzlichen Vorgaben von Biogas als Brennstoff und Treibstoff  \n\n \n\nQuellen:  \n\n— BFE 2015: Internationaler Biogasmarkt im Brennstoffbereich, Bericht des Bundesrates  \n\nin Erfüllung des Postulates 13.3004 der Kommission für Umwelt, Raumplanung und  \n\nEnergie des Nationalrates (UREK-N) vom 8. Januar 2013 \n\n— BFE 2017: Einspeisevergütung (KEV) für Kleinwasserkraft-, Windenergie-, Geothermie- \n\nund Biomasseanlagen, Faktenblatt für Projektanten, Version 1.0 vom 2. November 2017 \n\ne) Arten des Imports von Biogas in der Schweiz \n\nIn den letzten Jahren wurde eine steigende Menge an Biogas im Ausland eingekauft.  2017 \n\nmachte das importierte Biogas rund 1.2 % des gesamten Gasaufkommens aus (d.h. es wurde \n\netwa so viel Biogas importiert wie aus Schweizer Produktion ins Netz eingespeist wurde).  \n\nWird Biogas im Ausland in ein Erdgasnetz eingespeist, so gelangt dieses physisch gesehen \n\nstark verdünnt bis an die Schweizer Grenze. Somit ist physisch an der Zollstelle nur Erdgas \n\nvorhanden. Es wird entsprechend als Erdgas verzollt und unterliegt daher der CO2-Abgabe \n\nbzw. der Mineralölsteuer.  \n\nDer ökologische Mehrwert des Biogases kann separat vermarktet werden. Verschiedene aus-\n\nländische Biogasregister stellen Herkunftsnachweise aus, die Käufern in der Schweiz garan-\n\ntieren, dass für die vereinbarte Menge Biogas ins ausländische Gasnetz eingespeist wurde. Im \n\nRahmen des European Renewable Gas Registry (ERGaR) laufen Arbeiten, ein europaweit har-\n\nmonisiertes Handelssystem der Herkunftsnachweise aufzubauen.  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 53 \n \n\n \n\nAuf die Schweizer Treibhausgasbilanz hat der Kauf eines solchen Nachweises heute keine \n\nAuswirkung. Damit dieser Transfer der CO2 Emissionszertifikate von einem Land ins andere \n\nmöglich wird, müssen die Länder entsprechende Vereinbarungen treffen.  \n\n \n\nQuellen:  \n\n— BFE 2015: Internationaler Biogasmarkt im Brennstoffbereich, Bericht des Bundesrates  \n\nin Erfüllung des Postulates 13.3004 der Kommission für Umwelt, Raumplanung und  \n\nEnergie des Nationalrates (UREK-N) vom 8. Januar 2013 \n\n— VSG 2018: Erdgas / Biogas in der Schweiz, VSG-Jahresstatistik, Ausgabe 2017 \n\n \n\nf) CO2-kompensiertes Erdgas und dessen Potenzial \n\nVerschiedene Gasversorger bieten CO2-kompensiertes Erdgas an, zum Beispiel das CleanSo-\n\nlution Klimagas von SH POWER, das Gaz Vitale der Services Industriels de Genève (SIG) oder \n\ndas Gas Weiss von Stadtwerk Winterthur. Es gibt unterschiedliche Wege, wie die Emissionen \n\nkompensiert werden können: \n\n— Eigene Projekte: Die SIG kompensiert die Emissionen durch eigens entwickelte Projekte im \n\nKanton Genf.  \n\n— Internationale Zertifikate: Stadtwerk Winterthur kompensiert die Emissionen mit internatio-\n\nnalen Zertifikaten. Als internationale Zertifikate kommen sowohl solche vom freiwilligen \n\nCO2-Markt als auch solche aus verpflichtenden Systemen (z.B. Emissionshandel) in Frage. \n\n— Schweizer Zertifikate: Es ist auch möglich, die CO2-Emissionen mit Schweizer Zertifikaten \n\nzu kompensieren. Auch hier kommen sowohl Zertifikate vom freiwilligen Markt als auch sol-\n\nche aus verpflichtenden Systemen in Frage. \n\n \n\nAktuell (Dezember 2018) besteht auf internationaler Ebene ein Überschuss an CO2-Zertifika-\n\nten, das Potenzial für CO2-kompensiertes Erdgas in der Schweiz ist deshalb sehr gross. Wie \n\nsich die Märkte in Zukunft verändern ist unklar und von politischen Entscheiden abhängig.  \n\n \n\nQuellen:  \n\n— SH POWER: Link, Abfragedatum: 13.08.2018 \n\n— SIG: Link, Abfragedatum: 13.08.2018 \n\n— Stadtwerk Winterthur: Link, Abfragedatum: 13.08.2018 \n\n— Thomson Reuters 2018: CARBON MARKET MONITOR, Decreased uncertainty as carbon \n\nmarket reforms conclude, Review of global markets in 2018 \n\n  \n\nhttp://www.shpower.ch/gas/cleansolution-klimagas.html\nhttps://ww2.sig-ge.ch/particuliers/nos-offres/gaz/offres-gaz/vitale-bleu\nhttps://stadtwerk.winterthur.ch/privatkundschaft/produkte/gas\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 54 \n \n\n \n\n2.2 Offene Fragen  \n\na) Welches ist das zusätzliche Potenzial an Biogas in der Schweiz? \n\nGrundsätzlich wird bei Potenzialanalysen das theoretische, das nutzbare und das zusätzliche \n\nPotenzial unterschieden. Das theoretische Potenzial umfasst die maximal erschliessbare \n\nMenge an Biogas. Durch technische, ökologische, ökonomische, rechtliche und politische \n\nRestriktionen kann aber nur das nutzbare Potenzial ausgeschöpft werden. Das nutzbare Po-\n\ntenzial umfasst das bereits genutzte und das noch nicht genutzte und somit zusätzliche Poten-\n\nzial.  \n\nIn Abbildung 28 sind die Biogaspotenziale in der Schweiz gemäss einer aktuellen umfassenden \n\nStudie (SCCER Biosweet 2017) dargestellt8. Das zusätzliche Potenzial für Biogas aus nicht \n\nverholzter Biomasse liegt bei netto9 3.4 TWh und besteht vorwiegend aus Hofdünger und Grün-\n\ngut. Verholzte Biomasse weist ein zusätzliches Potenzial von 1.9 TWh auf, vorwiegend aus \n\nWaldholz (1.2 TWh)10. Dabei hat SCCER Biosweet (2017) die Konkurrenz zwischen stofflicher \n\nund Energienutzung bereits berücksichtigt11. Das gesamte zusätzliche Potenzial beträgt daher \n\n5.3 TWh. Vom zusätzlichen Potenzial aus verholzter Biomasse wird aus heutiger Sicht künftig \n\nder grösste Anteil für Wärme und Strom verbrannt und nicht für die Produktion von Biogas \n\neingesetzt werden. Der Fokus liegt im Folgenden deshalb auf dem zusätzlichen Potenzial von \n\nBiogas aus nicht verholzter Biomasse. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 28: Biogaspotenzial aus nicht verholzter Biomasse in der Schweiz (Quelle: SCCER Biosweet 2017) \n\n \n8 Das bereits genutzte Potenzial liegt gemäss dieser Studie bei 2.1 TWh und damit deutlich höher als die Nutzung gemäss Statist ik der \n\nerneuerbaren Energien (siehe Kapitel 2.1a)). Dies ist vermutlich auf Doppelzählungen zurückzuführen, so wurde beim Hofdünger für \n\ndie heutige Nutzung angenommen, dass der Ertrag aller landwi rtschaftlichen Biogasanlagen von Hofdünger stammt, obwohl ein Teil \n\nvon Grüngut  oder landwirtschaftlichen Nebenprodukten stammt, die jedoch separat berechnet und zum Hofdünger addiert wurden.  \n\n9 Brutto 3.9 TWh minus 0.4 TWh weniger Biogas aus Hauskehricht, da angenommen wird, dass künftig weniger Biomasse in den Haus-\n\nkehricht, sondern neu als Grüngut gesammelt wird. \n\n10 Basierend auf SCCER Biosweet 2017 (Angaben in Primärenergie) und der Annahme eines Wirkungsgrades Holz -zu-Methan von 50%. \n\n11 Der Bund sieht in seiner Ressourcenpolitik vor, dass Holz in einer Kaskade genutzt werden soll. Das heisst, dass Holz mehrfach ge-\n\nnutzt werden soll und zuerst mit der Nutzung, die ökologisch und aus Sicht Wertschöpfung am besten abschneidet. Entsprechend \n\nsoll Holz wo möglich zuerst stofflich und erst danach energetisch genutzt werden. (BAFU, BFE und SECO 2017).  \n\n-2.0\n\n0.0\n\n2.0\n\n4.0\n\n6.0\n\n8.0\n\n10.0\n\n12.0\n\nTheoretisches\nPotenzial\n\nNutzbares\nPotenzial\n\nBereits genutzt Zusätzliches\nPotenzial\n\nB\nio\n\nm\ne\nth\n\na\nn\ne\nrt\n\nra\ng\n \n[T\n\nW\nh\n]\n\nHofdünger Landw. Nebenprodukte Hauskehricht\n\nGrüngut Industrieabfälle Klärschlamm\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 55 \n \n\n \n\nEine ältere Studie (ACT 2012) weist ein tieferes Potenzial aus (4 statt 5.5 TWh nutzbares Po-\n\ntenzial), weil sie den Fokus auf den Beitrag der Landwirtschaft setzt und andere Akteure weni-\n\nger betrachtet.  \n\nEine weitere aktuelle Studie weist ein leicht höheres nutzbares Potenzial aus (6.6 TWh ) und \n\nschätzt zudem, welcher Anteil davon ins Gasnetz eingespeist werden könnte (3.7 TWh, siehe \n\nAbbildung 29).  \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 29: Produktionspotenzial von Biogas in der Schweiz inklusive Einspeisepotenzial ins Netz (Quelle: E -Cube \n\n2018) \n\n \n\nZum Anteil des Biogases, das ins Netz eingespeist wird, gibt es erst wenige Analysen (VSG \n\n2018, E-Cube 2018). Die oben genannte Studie gelangt nach einer Modellierung der landwirt-\n\nschaftlichen Produktionspotenziale in einer Distanz von 5 km zum Gasnetz zu einem Anteil von \n\ngut 50% einspeisbarem Potenzial (die heute in Frankreich durchschnittliche Distanz beträgt 1.7 \n\nkm). Die Autoren schätzen dies eher als grosszügig ein, da auch bei geringen Distanzen in \n\nmanchen Fällen die lokale Wärme-Kraft-Kopplung der Aufbereitung und Einspeisung vermut-\n\nlich vorgezogen wird. Bei erneuerbaren Abfällen gehen sie davon aus, dass die heute 0.7 TWh \n\nnicht eingespeiste Menge auch künftig nicht eingespeist werden. Das ergibt ein Total von ein-\n\nspeisbarem Gas von 3.7 TWh (E-Cube 2018). Der VSG rechnet in seiner Modellierung mit zwei \n\nunterschiedlichen Distanzen und kommt zu folgenden Resultaten: 36% des Hofdüngerpotenzi-\n\nals und 53% des nicht verholzten Biomassepotenzials bereits in Gemeinden mit Gasanschluss. \n\nWerden alle Gemeinden hinzugezogen, deren Gebiet 15 km um direkt gasversorgte Gemein-\n\nden liegt, sind es 94% des Hofdüngerpotenzials und 53% des nicht verholzten Biomassepo-\n\ntenzials. Daraus schliesst der VSG, dass der «grösste Teil» grundsätzlich erschliessbar ist, \n\nweist aber auch darauf hin, dass die Erschliessung des Potenzials jedoch teilweise mit be-\n\nträchtlichem Aufwand verbunden sein dürfte. Ausgehend vom nutzbaren Potenzial von 5.7 \n\nTWh ergäbe dies mit 90% Anteil eine deutlich grössere einspeisbare Menge von 5.2 TWh. \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 56 \n \n\n \n\nBiogas aus Energiepflanzen (auch nachwachsende Rohstoffe «nawaro» genannt) wird in den \n\ndrei Studien nicht betrachtet, da in der Schweiz ein politischer Konsens besteht, die Nahrungs-\n\nmittelproduktion nicht zu konkurrenzieren. Hinter diesem Konsens stehen sowohl der Bund \n\n(BFE 2010) als auch der Verband der Schweizerischen Gasindustrie (VSG).  \n\n \n\nDer Anteil der inländischen Biogasproduktion am gesamten Gasverbrauch liegt heute bei 4%, \n\nder Anteil im Gasnetz bei knapp 1% (siehe Kapitel 1.1a)). Unter Ausschöpfung des gesamten \n\nnutzbaren Potenzials aus nicht verholzter Biomasse kann der Anteil auf 15 bis 20% erhöht \n\nwerden. Geht man von einem in Zukunft geringeren Gasabsatz aus und betrachtet man nur \n\nden einspeisbaren Anteil des Potenzials liegen die maximalen Biogas-Anteile im Gasnetz im \n\nSzenario „Weiter wie bisher“ der Energieperspektiven 2050 im Jahr 2050 bei 10-15% und ge-\n\nmäss Szenario „Neue Energiepolitik“ bei 20-30%.  \n\n \n\n 2017 2050 (Szenario \n\n «Weiter wie bisher») \n\n2050 (Szenario  \n\n«Neue Energiepolitik») \n\nGasverbrauch 34 TWh 26 TWh (-24%) 18 TWh (-49%) \n\nAnteil Biogas bei heutiger \n\nNutzung \n\n4% 5% 8% \n\nAnteil Biogas bei voller Aus-\n\nschöpfung des Potenzials  \n\n15 – 20% 20 – 25% 30 – 40% \n\nAnteil eingespeistes Biogas \n\nbei voller Ausschöpfung \n\ndes Potenzials \n\n10 – 15% 15 – 20% 20 – 30% \n\nTabelle 10: Heutige und künftige Anteile an Biogas bei voller Ausschöpfung des Potenzials (direkte Herleitung aus \n\nden oben mit Quellen zitierten Zahlen zu Verbrauch und Potenzialen) \n\n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Biogas aus Energiepflanzen spielt in der Schweiz heute und auch in Zu-\n\nkunft keine oder nur eine untergeordnete Rolle.  \n\n11 0 0 \n\n2. Das grösste zusätzliche Potenzial für die Produktion von Biogas im In-\n\nland liegt beim Hofdünger. \n\n11 0 0 \n\n3. Mit der Nutzung verholzter Biomasse ist das zusätzliche Potenzial für \n\ndie Produktion von Biogas im Inland rund 50% höher. Vom zusätzlichen \n\nPotenzial wird der grösste Anteil anders energetisch genutzt als für die \n\nProduktion von Biogas.   \n\n11 0 0 \n\n4. Der Anteil inländisches Biogas im Gasnetz kann von heute knapp 1 % \n\nauf maximal 10 bis 15 % erhöht werden, wenn das ökologisch nutzbare \n\nPotenzial vollständig ausgeschöpft und der Gasverbrauch konstant \n\nbleibt. Bei künftig sinkendem Gasabsatz nimmt der Anteil Biogas ent-\n\nsprechend zu. \n\n12 0 0 \n\n \n\n \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 57 \n \n\n \n\nQuellen:  \n\n— ACT 2012: Ressourcen- und Klimaeffizienz in der Landwirtschaft: Potenzialanalyse \n\n— BAFU, BFE und SECO 2017: Ressourcenpolitik Holz: Strategie, Ziele und Aktionsplan \n\nHolz.  \n\n— BFE 2010: Biomasse-Energiestrategie Schweiz, Strategie für die energetische Nutzung \n\nvon Biomasse in der Schweiz \n\n— BFE 2012: Das Potenzial der erneuerbaren Energien bei der Elektrizitätsproduktion \n\n— BFE 2018: Schweizerische Gesamtenergiestatistik 2017 \n\n— E-Cube Strategy Consultants 2018: Schweiz Erneuerbares Gas: Einspeisepotenzial von \n\nerneuerbarem Gas in das Schweizer Netz bis 2030. Studie im Auftrag der EnFK.  \n\n— SCCER Biosweet 2017: Biomassenpotenzial der Schweiz für die energetische Nutzung \n\n— VSG 2018: Erneuerbare Gasstrategie für die Schweiz \n\n \n\nb) Welches ist das zusätzliche Potenzial an Biogas in Europa? \n\nDas Potenzial an Biogas in Europa wird in verschiedenen Studien quantifiziert, einige davon \n\nsind in Abbildung 30 dargestellt. Die Bandbreite ist sehr gross, da unterschiedliche Potenzial-\n\nbegriffe verwendet werden und unterschiedliche Annahmen getroffen werden. \n\n \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 30: Nutzbares Biogaspotenzial in der EU \n\n \n\nHeute wird in der EU 4.4% des Gasverbrauchs durch Biogas gedeckt (Scarlat et al. 2018). Bei \n\ngleichbleibendem Gasverbrauch (4'200 TWh) kann der Anteil Biogas ohne Energiepflanzen auf \n\n6-15%, mit Energiepflanzen auf 8-26% erhöht werden.  \n\nIn absoluten Mengen lässt sich der gesamte Gasverbrauch der Schweiz (ca. 33 TWh/a) über \n\nBiogas aus Europa einfach decken, falls die entsprechende Zahlungsbereitschaft vorhanden \n\nist und die rechtlichen und politischen Bedingungen dies erlauben.  \n\n0\n\n200\n\n400\n\n600\n\n800\n\n1’000\n\n1’200\n\nEcofys (2018) Aebiom (2010) EC (2016) EC (2016)\n\nN\nu\ntz\n\nb\na\nre\n\ns\n P\n\no\nte\n\nn\nz\nia\n\nl \n[T\n\nW\nh\n]\n\nEnergiepflanzen\n\nAndere\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 58 \n \n\n \n\nGeht man hingegen davon aus, dass Europa das vorhandene Potenzial vollständig selbst nut-\n\nzen will oder soll, zeigen die Zahlen, dass in der EU kein «Überschuss» an Biogas zum Verkauf \n\nan andere Länder vorhanden ist.  \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. In Europa kann auch bei vollständiger Ausschöpfung des Potenzials die \n\neigene Gasnachfrage nicht durch Biogas gedeckt werden. Es besteht \n\nsomit kein «Überschuss». \n\n11 0 0 \n\n2. Das zusätzliche Potenzial an Biogas in Europa ist höher als der Gasver-\n\nbrauch in der Schweiz. \n\n12 0 0 \n\n3. Ob die mit importiertem Biogas verbundene Emissionsreduktion künftig \n\nin der Schweiz angerechnet wird, ist von rechtlichen und (klima-)-politi-\n\nschen Bedingungen in der Schweiz und in Europa abhängig. \n\n12 0 0 \n\n4. Es ist zur Erreichung der Klimaziele sinnvoll, Biogas aus Europa in \n\ngrösseren Mengen zu importieren und die Emissionsreduktion in der \n\nSchweiz anzurechnen. \n\nBegründung der unterschiedlichen Meinungen:  \n\nJa: Der Markt ist sehr gross und man sollte ihn daher nutzen. Oberstes \n\nZiel ist ein CO2-armes System und der Import von Biogas kann dazu \n\nbeitragen. Wenn andere Länder gerne exportieren wollen, dann soll \n\nman diese Möglichkeit nutzen. Eine Nachfrage in der Schweiz erhöht \n\nden Anreiz in den Exportländern zusätzliche Anlagen zu realisieren. \n\nNein: Auch europäische Länder verbrauchen heute fossiles Gas. Wenn \n\nsie Biogas produzieren und nutzen, wird somit dort auch fossiles Gas \n\nersetzt. Das sollten diese Länder selbst nutzen können, um ihre Klima-\n\nziele zu erreichen. / Es ist unklar, ob der Import von Biogas der volks-\n\nwirtschaftlich sinnvolle Weg ist, daher nein.  \n\nEnthaltung: Es ist unklar, ob die Schweizer Nachfrage zur zusätzlichen \n\noder schnelleren Ausschöpfung des Potenzials beiträgt. Wenn ja, wäre \n\nder Import sinnvoll, wenn nein, dann nicht. / Ob und wie der Import er-\n\nlaubt ist und anrechenbar ist, kann jederzeit von der Politik im In- und \n\nAusland geändert werden. Es ist daher zu risikoreich und nicht sinnvoll, \n\ndas Energiesystem Gas auf dieser unsicheren Basis aufrecht zu erhal-\n\nten.  \n\n4 2 6 \n\n5. Wieviel Biogas in Zukunft in die Schweiz importiert wird, hängt von der \n\nZahlungsbereitschaft der Schweizer Endkunden und von politischen \n\nEntscheiden im In- und Ausland ab. \n\n12 0 0 \n\n \n\n \n\nQuellen:  \n\n— AEBIOM 2010: A Biogas Roadmap for Europe \n\n— Ecofys 2018: Gas for Climate: How gas can help to achieve the Paris Agreement target in \n\nan affordable way \n\n— European Commission (EC) 2016: Optimal use of biogas from waste streams, an assess-\n\nment of the potential of biogas from digestion in the EU beyond 2020 \n\n— Scarlat et al. 2018: Biogas: Developments and perspectives in Europe \n\n \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 59 \n \n\n \n\nc) Was ist die Ökobilanz von Biogas? \n\n[Entscheid: Falls der VSG bis an die Sitzung des Steuerungsausschusses im November eine \n\nkonsolidierte neue Ökobilanz vorweist, dann wird diese hier integriert. Sonst nicht.] \n\n Wärme \n\nIm Folgenden sind die Treibhausgasemissionen (Abbildung 31) und Umweltbelastungspunkte \n\n(Abbildung 32) eines MJ Wärme aus verschiedenen Energieträgern dargestellt. Dabei wird auf \n\nzwei Quellen abgestützt: Die Empfehlungen der Koordinationskonferenz der Bau- und Liegen-\n\nschaftsorgane der öffentlichen Bauherren (KBOB) beziehen sich auf Durchschnittswerte in der \n\nSchweiz gemäss der ecoinvent Datenbank. Die Studie von Quantis (2015) untersucht konkret \n\ndie Ökobilanz von Biogas aus der Anlage Biogas Zürich AG (Zürich Werdhölzli) und vergleicht \n\ndiese mit den Ökobilanzen anderer Energieträger auch gemäss der ecoinvent Datenbank.  \n\nDie Werte unterscheiden sich deutlich in den beiden Studien. Es ist aber zu erkennen, dass \n\nBiogas sowohl in Bezug auf die Treibhausgasemissionen wie auch in Bezug auf die UBP bes-\n\nser abschneidet als Heizöl und Erdgas. Wie Biogas gegenüber anderen Energieträgern wie \n\nWärmepumpen oder Holzschnitzeln abschneidet, ist je nach Studie teilweise unterschiedlich.   \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 31: Treibhausgasemissionen aus der Wärmeproduktion mit unterschiedlichen Heizsystemen.  \n\nBei den Wärmepumpen (WP) wird der Schweizer Verbraucher-Strommix (CH) eingesetzt.  \n\n(Quellen: Quantis 2015; KBOB 2016) \n\n \n\n0 20 40 60 80 100\n\nHeizöl\n\nErdgas\n\nBiogas\n\nBiogas Werdhölzli\n\nLuft-Wasser WP (CH)\n\nErdsonde WP (CH)\n\nHolzschnitzel\n\ngCO2eq/MJ\n\nQuantis\n\nKBOB\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 60 \n \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 32: Umweltbelastungspunkte aus der Wärmeproduktion mit unterschiedlichen Heizsystemen.  \n\nBei den Wärmepumpen (WP) wird der Schweizer Verbraucher-Strommix (CH) eingesetzt.  \n\n(Quellen: Quantis 2015; KBOB 2016) \n\n \n\n Transport \n\nIn Ökobilanzen zum Transport wird die Biogasaufbereitung und -produktion, aber auch die Inf-\n\nrastruktur (Fahrzeug und Strasse) berücksichtigt. In Bezug auf die Treibhausgase schneidet \n\nBiogas deutlich besser ab als die fossilen Treibstoffe (siehe Abbildung 33). In Bezug auf die \n\nUmweltbelastungspunkte (UBP) hingegen ist der Unterschied nicht so deutlich (siehe Abbil-\n\ndung 34). Im Vergleich zu Elektroautos schneidet Biogas bezüglich Klimawirkung schlechter, \n\nbezüglich der gesamten Umweltwirkung etwas besser ab.  \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 33: Treibhausgasemissionen durch den Einsatz von Biogas im Personenverkehr im Vergleich zu  \n\nkonventionellen Treibstoffen (bei Elektroauto mit Schweizer Verbraucher-Strommix) \n\n(Quellen: BFE 2011; Quantis 2015; BFE 2016) \n\n0 20 40 60 80\n\nHeizöl\n\nErdgas\n\nLuft-Wasser WP (CH)\n\nBiogas\n\nBiogas Werdhölzli\n\nHolzschnitzel\n\nErdsonde WP (CH)\n\nUBP/MJ\n\nQuantis\n\nKBOB\n\n0\n\n50\n\n100\n\n150\n\n200\n\n250\n\nBiogas Erdgas Diesel Benzin Elektroauto\n\ng\nC\n\nO\n2\ne\nq\n/p\n\nk\nm\n\nQuantis BFE KBOB\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 61 \n \n\n \n\n  \n \n\nAbbildung 34: Umweltbelastung durch den Einsatz von im Personenverkehr im Vergleich zu konventionellen  \n\nTreibstoffen (bei Elektroauto mit Schweizer Verbraucher-Strommix) \n\n(Quellen: BFE 2011; Quantis 2015; BFE 2016) \n\n \n\nDie Daten von Quantis beziehen sich wie oben bei Biogas auf eine spezifische Anlage zur \n\nVerarbeitung von Bioabfällen. Die Studie vom BFE (2011) analysiert verschiedene Substrate \n\nund weist darauf basierend einen „Schweizer Mix“ aus, der in den oberen Abbildungen darge-\n\nstellt wird.  \n\n \n\n Beurteilung Hofdünger \n\nStudien kommen insbesondere in Bezug auf die Emissionsreduktionen beim Hofdünger zu un-\n\nterschiedlichen Resultaten. Dies ist besonders relevant, da Hofdünger über das höchste noch \n\nzusätzliche Potenzial verfügt. Indem der Hofdünger für die Biogasproduktion gefasst und kon-\n\ntrolliert fermentiert wird, können Methanemissionen gegenüber der herkömmlichen Ausbrin-\n\ngungspraxis reduziert werden (JRC 2013). Diese Reduktionswirkung wird in der Schweiz for-\n\nmell anerkannt – so hat das Bundesamt für Umwelt die Methanreduktion durch Biogasanlagen \n\nals inländisches Kompensationsprojekt anerkannt. Nicht alle Studien bilden dies jedoch ab.  \n\n  \n\n0\n\n50\n\n100\n\n150\n\n200\n\n250\n\nBiogas Erdgas Diesel Benzin Elektroauto\n\nU\nB\n\nP\n/p\n\nk\nm\n\nQuantis BFE KBOB\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 62 \n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Die Klimabilanz von Biogas aus Abfallprodukten ist bei gleicher Anwen-\n\ndung (Heizsystem, Mobilität) klar besser als die Bilanz von fossilen \n\nEnergieträgern. \n\n12 0 0 \n\n2. Heizsysteme: Die Klimabilanz einer Gasheizung mit Biogas aus Abfall-\n\nprodukten ist schlechter als die Bilanz von Wärmepumpen mit erneuer-\n\nbarem Strom. \n\nBegründung der abweichenden Meinungen: Enthaltung, weil die Aus-\n\nsage nicht in jedem Einzelfall stimmt./ Die Frage ist nicht genug syste-\n\nmisch betrachtet. Im Winter wird es nicht genügend erneuerbaren Strom \n\ngeben und daher braucht es die Wärmekraftkopplung zur Stromproduk-\n\ntion für die Wärmepumpen. \n\n9 0 3 \n\n3. Die umfassende Ökobilanz von Biogas aus Abfallprodukten ist leicht \n\nbesser als die Bilanz fossiler Energieträger. \n\n12 0 0 \n\n4. Biogas aus Hofdünger reduziert zusätzlich zum Ersatz von fossilen \n\nEnergieträgern Methanemissionen in der Landwirtschaft. \n\n12 0 0 \n\n \n\n \n\nQuellen:  \n\n— BFE 2011: Life Cycle Assessments of Biogas Production from Different Substrates \n\n— JRC 2013: JRC Techical Reports. Well-to-tank Report Version 4.0. Well-to-wheels analysis \n\nof future automotive fuels and powertrains in the European context. \n\n—  KBOB 2016: Ökobilanzdaten im Baubereich 2009/1:2016 \n\n— Ökostrom Schweiz 2008: CO2-Kompensationsmassnahmen. Projektantrag. Emissionsre-\n\nduktionsprojekt landwirtschaftliche Biogasanlagen in der Schweiz. \n\n— Quantis 2015: Ökobilanz des Vergärwerks und der Biogas-Aufbereitungsanlage Werdhölzli \n\n \n\nd) Für welche Verwendungszwecke soll/wird Biogas künftig eingesetzt  \n\nund was bedeutet dies für das Verteilnetz? \n\nDas beschränkte Biogaspotenzial (vgl. Frage 3.1) bedeutet, dass nicht alle heutigen Verwen-\n\ndungszwecke von Erdgas durch Biogas abgedeckt werden können. Wo künftig wieviel Biogas \n\neingesetzt wird, ist unter anderem abhängig von den Kosten von Biogas, der Zahlungsbereit-\n\nschaft und der Verfügbarkeit von alternativen Energieträgern.  \n\nDie folgenden Abschnitte fassen für die diversen Verwendungszwecke den zukünftigen Einsatz \n\nvon Biogas zusammen, wie er in den Energieperspektiven beschrieben wird. Dabei wird das \n\nSzenario «Neue Energiepolitik» (NEP) betrachtet. Dieses Szenario stimmt am besten mit dem \n\n«Basisziel» des Projekts überein (-80% CO2-Emissionen zwischen 2010 und 2050, siehe Vor-\n\nwort). Als Sensitivität zum Basisziel wird jeweils das Paris-konforme Ziel von netto-Null-Emis-\n\nsionen bis Mitte Jahrhundert auch analysiert. Da die Energieperspektiven dieses Ziel in keinem \n\nSzenario abbilden,  werden hierzu keine Zahlen dargestellt. \n\n \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 63 \n \n\n \n\n Einsatz von Biogas für Raumwärme und Warmwasser \n\nVereinfachend wird auf die Sektoren Privathaushalte und Dienstleistungen fokussiert. Bei der \n\nRaumwärme und Warmwasser bildet das Szenario NEP der Energieperspektiven eine starke \n\nEffizienzstrategie ab. Die Endenergienachfrage reduziert sich von 2010 bis 2050 um 60% \n\n(siehe Abbildung 35). Ein Fokus auf Wärmepumpen führt dazu, dass Strom im Jahr 2050 zum \n\nwichtigsten Energieträger wird. Der Gasabsatz (Erdgas und Biogas zusammen) sinkt um rund \n\n50%. Biogas macht 19% des Gasabsatzes aus und damit 5% der Endenergienachfrage nach \n\nRaumwärme und Warmwasser. Drei Viertel des abgesetzten Biogases wird im Sektor Dienst-\n\nleistungen eingesetzt.  \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 35:  Entwicklung der Endenergienachfrage nach Raumwärme und Warmwasser, Erdgas und Biogas  \n\n(Privathaushalte und Dienstleistungen), (Quelle: BFE 2012) \n\n \n\nBedeutung für das Verteilnetz: Der Einsatz von Gas für Haushalte und Dienstleistungen erfor-\n\ndert ein lokales Verteilnetz. Die Reduktion des Gasabsatzes um 50% stellt jedoch das lokale \n\nVerteilnetz in seiner heutigen Ausdehnung im Jahr 2050 in Frage.  \n\n  \n\n Einsatz von Biogas für Prozesswärme \n\nDie Energieperspektiven setzen auch im Sektor Industrie auf Effizienzsteigerungen, jedoch in \n\ngeringerem Ausmass: Die Endenergienachfrage wird um 45% gesenkt, die Nachfrage nach \n\nGas (Erdgas und Biogas) sinkt um einen Viertel (siehe Abbildung 36). Erdgas bleibt hinter \n\nElektrizität der wichtigste Energieträger in der Industrie. Die Energieperspektiven nehmen an, \n\ndass gasbefeuerten Prozesswärme-Anwendungen zunehmend Biogas beigemischt wird. 14% \n\nder Gasnachfrage und rund 7% der Endenergienachfrage nach Prozesswärme soll 2050 durch \n\nBiogas gedeckt werden. \n\nBedeutung für das Verteilnetz: Für den Einsatz in der Industrie im Jahr 2050 wird nur ein Teil \n\ndes heutigen Verteilnetzes verwendet. \n\n  \n\n0 20 40 60 80 100\n\n2050\n\n2010\n\nin TWh\n\nBiogas\n\nErdgas\n\nübrige Energieträger\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 64 \n \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 36:  Entwicklung der Endenergienachfrage nach Prozesswärme, Erdgas und Biogas im Sektor Industrie. \n\n(Quelle: BFE 2012) \n\n \n\n Einsatz von Biogas im Verkehr \n\nDie Endenergienachfrage wird gemäss Energieperspektiven um 54% gesenkt (siehe Abbildung \n\n37). Die heute sehr geringe Bedeutung sowohl von Erdgas als auch Biogas bleibt auch im Jahr \n\n2050 gering (Anstieg von 0.4 Promille im 2010 auf 8 Promille im 2050). Die heutige Dominanz \n\nder fossilen Energieträger Benzin und Diesel wird im Jahr 2050 durch einen Mix von fossilen \n\nEnergieträgern, Strom und flüssigen Biotreibstoffen mit je ähnlich grossen Anteilen abgelöst. \n\nBedeutung für das Verteilnetz: Für den Einsatz im Verkehr braucht es das heutige Verteilnetz \n\nnicht. Um das Gas zu den Tankstellen zu transportieren, würde hauptsächlich das übergeord-\n\nnete Netz verwendet. Aber aufgrund des sehr geringen Gasabsatzes im Verkehr, ist in diesem \n\nSzenario jedoch ohnehin nicht mit einem grösseren Netz an Tankstellen zu rechnen. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 37:  Entwicklung der gesamten Endenergienachfrage und der Nachfrage nach Erdgas und Biogas im Sektor \n\nVerkehr. (Quelle: BFE 2012) \n\n  \n\n0 5 10 15 20 25 30\n\n2050\n\n2010\n\nin TWh\n\nBiogas\n\nErdgas\n\nübrige Energieträger\n\n0 20 40 60 80\n\n2050\n\n2010\n\nin TWh\n\nBiogas\n\nErdgas\n\nübrige Energieträger\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 65 \n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Wo zukünftig wieviel Biogas eingesetzt wird hängt von vielen Faktoren \n\nab wie der Zahlungsbereitschaft, den jeweiligen Alternativen und den \n\npolitischen Rahmenbedingungen. \n\n10 0 0 \n\n2. Die mangelnde Verfügbarkeit von alternativen Energieträgern spricht \n\nbei hohen Klimazielen dafür, Biogas \n\n   \n\n− für Prozesswärme in der Industrie,  9 0 0 \n\n− den Güterverkehr, 8 1 0 \n\n− die Strom- und Wärmeproduktion im Winter  \n\n(WKK, wärmegeführt), und \n\n4 3 2 \n\n− die Stromproduktion bei Dunkelflauten  \n\n(GuD, stromgeführt) einzusetzen. \n\n6 1 2 \n\nBegründung unterschiedlicher Meinungen:  \n\nNein beim Güterverkehr: Die Mobilität soll und kann vollständig elektrifi-\n\nziert werden. \n\nJa bei WKK: In urbanen Zentren sind dezentrale WKK sinnvoll, da sie \n\neine hohe Gesamteffizienz ausweisen und zur Stromproduktion im Win-\n\nter beitragen.  \n\nNein bei WKK: Da es ohnehin nur wenig Biogas gibt und daher WKKs \n\nmit einem grösseren Anteil Erdgas betrieben würden, würde dies bedeu-\n\nten, fossile Energieträger für Raumwärme zu nutzen, obwohl dies für \n\nsolch tiefe Temperaturniveaus nicht nötig ist. /  \n\nWeil sich WKK nur mit Spitzendeckung Erdgas funktioniert und dies mit \n\nhohen Klimazielen nicht vereinbar ist. \n\nJa bei GuD: Bei hohen Klimazielen wird die Stromproduktion von Wind \n\nund Sonne dominiert, es resultieren in gewissen Momenten Stromlücken \n\n(«Dunkelflauten»). In diesen wenigen Wochen im Jahr braucht es erneu-\n\nerbare Brennstoffe zur Stromproduktion.  \n\nNein bei GuD, weil bei GuDs sehr grosse Mengen schnell verfügbar sein \n\nmüssen und dies mit Biogas nicht möglich ist (Mengen, Speicherung). \n\nEnthaltungen bei WKK und GuD: Eine fundierte Einschätzung war den \n\nTeilnehmenden nicht möglich. \n\n   \n\n3. Ohne weitere politische Weichenstellungen spricht die Zahlungsbereit-\n\nschaft dafür, dass Biogas vor allem in Haushalten und im Personenver-\n\nkehr eingesetzt werden wird.  \n\n7 0 1 \n\n4. Der Absatz von Biogas in Märkten mit hoher Zahlungsbereitschaft trägt \n\nzum Erhalt der bestehenden und dem weiteren Zubau von Biogasanla-\n\ngen bei.  \n\n9 0 0 \n\n5. Die starke Reduktion des Gasabsatzes (Erdgas und Biogas zusammen) \n\ngemäss Szenario NEP stellt die heutige Ausdehnung der lokalen Ver-\n\nteilnetze im Jahr 2050 in Frage.  \n\n9 0 0 \n\n6. Die Netze in Gebieten mit tiefer Energiedichte und tiefen Vorlauftempe-\n\nraturen werden nicht erneuert. \n\n8 0 0 \n\n \n\nQuellen:  \n\n— BFE 2012: Die Energieperspektiven für die Schweiz 2050 \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 66 \n \n\n \n\ne) Welchen Beitrag können diese Gase zu den Klimazielen leisten? \n\nErsatz von fossilen Brenn- und Treibstoffen \n\nEs wurden in der Literatur keine Zahlen zum Beitrag von Biogas zu den Schweizer Klimazielen \n\ngefunden. Eine erste Überschlagsrechnung kann durch einfache Kombination des gesamten \n\nzusätzlichen Potenzials der Schweiz (siehe Kapitel a)) mit der Ökobilanz von Biogas (siehe \n\nKapitel c)) erfolgen. Dies ergibt für den Bereich Wärme eine jährliche Einsparung von 0.3-0.7 \n\nMio. t CO2 gegenüber Erdgas und 0.5-0.9 Mio. t CO2 gegenüber Heizöl (die Bandbreite des \n\nPotenzials und die unterschiedlichen Ökobilanzen verursachen die Bandbreite der Resultate). \n\nWürde das Potenzial stattdessen im Bereich Transport eingesetzt werden, ergibt die Rechnung \n\neine jährliche Einsparung von 0.3-0.6 Mio. t CO2 gegenüber Erdgas und 0.3-0.6 Mio. t CO2 \n\ngegenüber Diesel und Benzin. Die Resultate ergeben nur eine grobe und theoretische Grös-\n\nsenordnung: Zur Erreichung dieser Reduktionen müsste das gesamte Potenzial für Biogas \n\nausgeschöpft werden und zudem gänzlich im jeweiligen Bereich (Wärme oder Mobilität) einge-\n\nsetzt werden. Zudem spiegeln die Zahlen eine internationale Lebenszyklusperspektive wieder \n\nund dürfen daher nicht direkt mit den Schweizer Treibhausgas-Emissionen gemäss Territorial-\n\nprinzip verglichen werden (ca. 54 Mio. t CO2-äq. im Jahr 2010 gemäss BAFU 2018). Tendenziell \n\nsind die Emissionsreduktionen in der Schweiz gemäss Territorialprinzip jedoch geringer, da die \n\nEinsparung von Emissionen für die Gewinnung und Aufbereitung von Erdgas im Ausland an-\n\nfällt.  \n\nAus systemischer Sicht ist ein wichtiger weiterer Faktor das Vorhandensein von anderen er-\n\nneuerbaren Alternativen. Der Beitrag zu den Klimazielen ist demnach grösser, wenn fossile \n\nEnergieträger ersetzt werden, die ansonsten nur schwer zu substituieren sind. Dies sind vor \n\nallem Prozesswärme und nachgelagert auch die Mobilität (siehe Kapitel 1.2d)). Die Zahlungs-\n\nbereitschaft ist jedoch bei den Haushalten und bei der privaten Mobilität am grössten – hier \n\nzeigt sich ein Widerspruch mit dem optimalen Einsatz von Biogas aus systemischer Sicht.  \n\n \n\nReduktion Methanemissionen aus der Landwirtschaft \n\nEine Studie der WSL hat geschätzt, dass die Emissionen der Landwirtschaft um 6% reduziert \n\nwerden könnten, wenn der gesamte Hofdünger als Biogas verwertet wird (Burg et al. 2018). \n\nDies ergibt eine Reduktion der Gesamtemissionen um ca. 0.8% (da die Landwirtschaft ca. 13% \n\nder Emissionen ausmacht, siehe BAFU 2018).  \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Die volle Ausschöpfung des noch nicht genutzten Biogaspotenzials \n\nkann die Schweizer Treibhausgasemissionen des Jahres 2010 um zwi-\n\nschen 1 und 3% senken (Ersatz Fossiler und  \n\nMethanemissionen Landwirtschaft).  \n\n8 0 0 \n\n2. Aus systemischer Perspektive erzielt Biogas in den Bereichen am meis-\n\nten Klimawirkung, in denen die fossilen Energieträger nur schwer zu \n\nsubstituieren sind, also in den Bereichen Industrie und Transport.  \n\nBegründung der abweichenden Meinung: Enthalten, weil Mobilität voll-\n\nständig elektrifiziert werden soll und kann. \n\n7 0 1 \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 67 \n \n\n \n\nQuellen:  \n\n— BAFU 2018: Emissionen nach CO2-Gesetz und Kyoto-Protokoll, zweite Verpflichtungs- \n\nperiode, 2013-2020 (Version Juli 2018) \n\n— Burg et al. 2018: Valorization of an untapped resource: Energy and greenhouse gas  \n\nemissions benefits of converting manure to biogas through anaerobic digestion \n\n— dena 2017: Rolle und Beitrag von Biomethan im Klimaschutz heute und in 2050 \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 68 \n \n\n \n\n3. Erneuerbare synthetische Gase \n\n3.1 Faktensammlung  \n\na) Was sind erneuerbare synthetische Gase? \n\nGase wie Wasserstoff und Methan kann man synthetisch herstellen. Abbildung 38 zeigt dazu \n\neine grobe Übersicht: Mit erneuerbarem Strom und Wasser wird mittels Elektrolyse in einem \n\nersten Schritt Wasserstoff hergestellt. Dieser somit erneuerbare Wasserstoff kann direkt ein-\n\ngesetzt werden (energetisch in der Industrie oder Mobilität oder auch stofflich in der Industrie) \n\noder ins Gasnetz eingespeist werden (siehe auch Frage h)). Alternativ dient der Wasserstoff \n\nals Ausgangsstoff, um mithilfe von Kohlendioxid (CO2) erneuerbares Methan herzustellen. Die-\n\nses kann ins Netz eingespeist werden oder auch direkt genutzt werden (z.B. über eine Tank-\n\nstelle oder einer Wärmekraftkopplungsanlage vor Ort). \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 38: Grobe Übersicht erneuerbare synthetische Gase  \n\n(Quelle: gasunie, direkte Methanisierung durch EBP ergänzt) \n\n \n\nSpezialfall «direkte Methanisierung»: Bei der direkten Methanisierung wird anstelle von reinem \n\nKohlendioxid Rohgas aus einer Biogasanlage eingesetzt. Dieses besteht aus einer Mischung \n\nvon Methan und CO2. Das CO2 dient als Kohlenstoffquelle, das mithilfe von Wasserstoff in \n\nMethan verwandelt wird. Die Biogasproduktion der Anlage kann so erhöht werden. Der Ener-\n\ngiegehalt des Biogases stammt teilweise von der genutzten Biomasse und teilweise vom mit \n\nStrom hergestellten Wasserstoff. Mit diesem Verfahren können Biogas- und Kläranlagen ein-\n\nfach als CO2-Quellen genutzt werden.   \n\n \n\nRohgas aus Biogasanlage \n\n(ca. 60% Methan, 40% CO2) \n\nstatt CO2 direkte  \nMethanisierung  \n\nRohgas aus Biogasanlage \n\n(ca. 60% Methan, 40% CO2) \n\nRohgas aus Biogasanlage \n\n(ca. 60% Methan, 40% CO2) \n\nRohgas aus Biogasanlage \n\n(ca. 60% Methan, 40% CO2) \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 69 \n \n\n \n\nb) Heutige Produktion und Verwendung in der Schweiz  \n\nErneuerbarer Wasserstoff: Derzeit bestehen in der Schweiz vier Pilot- und Demonstrationsan-\n\nlagen, in denen erneuerbarer Wasserstoff hergestellt wird (siehe Tabelle 11). Ein weiteres Pro-\n\njekt der Postauto Schweiz zur Produktion von Wasserstoff in Brugg und Nutzung in fünf Post-\n\nautos wurde 2017 abgeschlossen. \n\n \n\nBeschreibung Stromquelle Mengen Verwendung  \n\nRegio Energie Solothurn: Hyb-\n\nridwerk Aarmatt \n\nNetz ca. 2'000 kg H2 im \n\n2016  \n\nEinspeisung H2 ins Gasnetz \n\nWasserstoffprojekt von \n\nH2Energy und eniwa \n\ndirekte Nutzung Wasser-\n\nkraftanlage in Aarau \n\nca. 20’000 kg H2 pro \n\nJahr \n\nTreibstoff (Coop Wasserstoff-\n\nTankstelle)  \n\nWasserstofftankstelle EMPA Netz 180 kW Elektrolyse-\n\nleistung \n\nTreibstoff, u.a. für ein Kehr-\n\nfahrzeug \n\nEnergieautarkes Mehrfamilien-\n\nhaus in Brütten \n\nPhotovoltaik auf den eige-\n\nnen Dächern \n\n Eigenversorgung für Wärme \n\nund Strom \n\nTabelle 11: Übersicht Power-to-Hydrogen Anlagen in der Schweiz (Quelle: IET 2018) \n\n \n\nErneuerbares Methan: In vier Pilot- und Demonstrationsanlagen wurde erneuerbares Methan \n\nhergestellt. Die Anlage bei der Kläranlage im Werdhölzli ist nicht mehr in Betrieb.  \n\n \n\nBeschreibung Methanisierung Verwendung  \n\nRegio Energie Solothurn: Hybridwerk Aarmatt biologisch mit Urbakterien (Archäen)  \n\nPilot- und Demonst-\n\nrationsanlagen, teil-\n\nweise wird ins Netz \n\neingespeist \n\nPSI: ESI-Plattform, Testanlagen sind mobil klassisch/chemisch \n\nPSI und Energie360: Direktmethanisierung bei der \n\nKläranlage Werdhölzli (nicht mehr im Betrieb) \n\nDirektmethanisierung (CO2 im Rohbi-\n\nogas wird zu CH4) \n\nPilot- und Demonstrationsanlage Power-to-Methane \n\nHSR \n\nklassisch/chemisch \n\nTabelle 12: Übersicht Power-to-Methane Anlagen in der Schweiz (Quelle. IET 2018) \n\n \n\nIn Dietikon ist geplant, die erste industrielle Anlage zu erstellen (Limeco mit Swisspower). Als \n\nInputs dienen der Strom aus der Kehrichtverbrennungsanlage und als Kohlenstoffquelle das \n\nFaulgas aus der Abwasserreinigungsanlage (direkte biologische Methanisierung mit Urbakte-\n\nrien («Archäen»)).  \n\n \n\nQuelle: \n\n— IET 2018: Webapplikation «PtX-Übersicht» des Instituts für Energietechnik  \n\nder Hochschule Rapperswil (Link) \n\n \n\nhttps://geodata4edu.hsr.ch/portal/apps/webappviewer/index.html?id=8a32050f3db24a33ba2013295bc97771\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 70 \n \n\n \n\nc) Aktuelle Wirkungsgrade sowie Prognosen  \n\n Von Strom zu Methan  \n\nZu den Wirkungsgraden der beiden Schritte Elektrolyse und Methanisierung bestehen sehr \n\nviele unterschiedliche Angaben, da der Wirkungsgrad unterschiedlich definiert wird und teil-\n\nweise der Heizwert und teilweise der Brennwert der Brennstoffe verwendet wird. Der Wirkungs-\n\ngrad vom Brennwert Gas zur eingesetzten elektrischen Energie beträgt heute rund 55% (Ei-\n\ncher+Pauli 2016). Schätzungen für 2050 liegen für die Elektrolyse bei rund 85% (Forschungs-\n\nradar 2018). Der maximale Wirkungsgrad der Methanisierung (Brennwert Gas/Brennwert Was-\n\nserstoff) ist stöchiometrisch auf 78% begrenzt. Zusammen ergibt dies für 2050 einen maxima-\n\nlen Wirkungsgrad von 66%.  \n\n \n\n Von Strom über Methan zu Wärme und Strom \n\nDer Wirkungsgrad der gesamten Kette von Strom über Wasserstoff und Methan zu Strom und \n\nWärme liegt nochmals tiefer (siehe Tabelle 13). Für die Transformation des Methans zu Wärme \n\nund Strom haben wir folgende Wirkungsgrade angenommen: Wärme (Gasheizkessel) 95%, \n\nStrom (Gas- und Dampf-Kraftwerke GuD) 55%, Wärme und Strom zusammen über WKK 85%, \n\nWärme über Wärmepumpen 165% (Strom aus GuD und JAZ 3). Dies ergibt 2050 Wirkungs-\n\ngrade von rund 36% für eine reine Stromnutzung und 56% für Strom und Wärme im WKK \n\nkombiniert. Ein paar wenige Prozent der berechneten Zahlen müssen zusätzlich abgezogen \n\nwerden, um Verluste im Gasnetz und bei der saisonalen Speicherung abbilden zu können.  \n\n \n\n Wärme \n\n(Gasheizkessel) \n\nStrom \n\n(GuD) \n\nStrom und Wärme \n\n(WKK) \n\nWärme (WP) mit \n\nStrom aus GuD \n\nStrom und Wärme (WKK \n\n& WP) \n\naktuell  52 % 30 % 47 % 91% 83% \n\n2050  63 % 36 % 56 % 109% 97% \n\nTabelle 13: Gesamtwirkungsgrade eines Systems mit Methan als Zwischenspeicher inkl. Prognosen  \n\n(Quelle: Wirkungsgrade synthetische Gase von Eicher + Pauli 2018 kombiniert mit den in Texten  \n\ngenannten Wirkungsgrade für Strom und Wärme) \n\n \n\nQuellen:  \n\n— Eicher+Pauli 2016, Power-to-Gas und weitere Möglichkeiten zur Speicherung  \n\nvon Energie im Kanton Schaffhausen.  \n\n— Forschungsradar 2018, Die Rolle erneuerbarer Gase in der Energiewende \n\n \n\nd) Gestehungskosten erneuerbare synthetische Gase  \n\n Kostenfaktoren  \n\nDie Gestehungskosten von erneuerbarem synthetischem Methan sind von diversen Faktoren \n\nabhängig wie den Investitionskosten, der Anlagengrösse, der Abschreibungsdauer, etc. Aus \n\nenergiesystemischer Sicht sind folgende Faktoren von besonderem Interesse:  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 71 \n \n\n \n\nVolllaststunden: Je höher die Volllaststunden, desto günstiger die produzierte kWh Gas.12 \n\nStromkosten: Die Kosten hängen stark von den Gestehungskosten des erneuerbaren Stroms \n\nab. Aus dieser Perspektive kann es Sinn machen, die Anlagen nur bei sehr tiefen oder gar \n\nnegativen Stromkosten laufen zu lassen. Dies steht jedoch im starken Widerspruch zu den \n\ngewünschten hohen Volllaststunden, siehe dazu Informationen zum Thema Überschussstrom \n\nin den «offenen Fragen».  \n\nNetznutzungskosten: Wird eine Power-to-Gas Anlage direkt neben der Stromproduktionsan-\n\nlage erstellt, entfallen die Kosten für die Netznutzung in jedem Fall. Wird der Strom jedoch vom \n\nNetz bezogen, muss heute in der Schweiz die Netznutzung bezahlt werden13.  \n\nKosten für das CO2: Diese sind tief, wenn Abgase von Verbrennungsanlagen (Gaskraftwerke, \n\nKohlekraftwerke, Zementwerke, aber auch Kehrichtverbrennungsanlagen oder Biogasanlagen) \n\ngenutzt werden und viel höher, wenn CO2 aus der Atmosphäre gewonnen werden muss. In \n\neiner dekarbonisierten Welt sind die Kosten eher hoch, da die fossilen Punktquellen als mög-\n\nliche CO2-Quelle wegfallen.  \n\n  \n\n Kostenschätzungen \n\nKonkrete Kostenschätzungen variieren je nach den oben genannten Annahmen zu den wich-\n\ntigsten Kostenfaktoren. Die Hochschule Rapperswil hat einen Rechner zur Verfügung gestellt, \n\nder konkrete Schätzungen ermöglicht und dadurch Zusammenhänge sichtbar macht. Abbil-\n\ndung 39 zeigt, wie die Kosten mit steigenden Volllaststunden sinken und stark von den Ener-\n\ngiekosten (Stromproduktion und Netzentgelte) abhängig sind. \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 39: Kosten von erneuerbarem Methan nach Betriebsdauer und Energiekosten  \n\n(Quelle: HSR 2019, Annahmen: Anlage > 5 MW, CO2 gratis)  \n\n \n12 Indikator für Ausnutzung der Anlage: Viele Anlagen laufen teilweise unter Teillast und teilweise unter Volllast. Die Anzahl S tunden in \n\nBetrieb ist daher kein guter Indikator für die Ausnutzung der Anlage. Um einen Vergleich der Ausnutzung zu machen, wird die Be-\n\ntriebsdauer auf Volllast umgerechnet: Wie viel Stunden müsste die Anlage laufen, wenn sie für die gesamte Jahresproduktion mi t der \n\nmaximalen Leistung fahren würde? Ein wichtiger Referenzwert für die Volllaststunden sind 8'760 Stunden, also wieviel Stunden ein \n\nJahr hat. \n\n13 Pumpspeicherkraftwerke müssen heute keine Netznutzung für den Pumpstrom bezahlen. Hier wird derzeit diskutiert, inwieweit ein e \n\nPower-to-Gas Anlage auch als Stromspeicher agieren und vergleichbar behandelt werden müsste. Befürworter argumentieren, dass \n\nStrom in Gas verwandelt wird und dieses im Netz gespeichert werden kann. Gegner argumentieren, dass während Pumpspeicher \n\nden Strom immer speichern (Speicher = See), das Gas nicht immer gespeichert wird, sondern auch direkt genutzt wird und nur An la-\n\ngen mit physischem Gasspeicher mit Pumpspeichern vergleichbar sind.   \n\n0\n\n20\n\n40\n\n60\n\n80\n\n100\n\n120\n\n500 1'000 2'000 3'000 4'000 5'000 6'000\n\nK\no\ns\nte\n\nn\n [\n\nR\np\n./\n\nk\nW\n\nh\n]\n\nVolllaststunden\n\nEnergie: 20 Rp./kWh\n\nEnergie: 10 Rp./kWh\n\nEnergie: 5 Rp./kWh\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 72 \n \n\n \n\nEine Szenarioanalyse für die Schweiz (Park 2017) zeigt vergleichbare absolute Grössenord-\n\nnungen und ähnliche Zusammenhänge. Abbildung 40 zeigt die höchsten Kosten, wenn nur \n\nPhotovoltaik Überschussstrom (500 Volllaststunden angenommen) verwendet wird und viel tie-\n\nfere Kosten bei rund 2'600 oder 7'500 Volllaststunden. Zudem zeigen sich höhere Kosten für \n\nMethan als für Wasserstoff aufgrund der Kosten für die zusätzliche Methanisierung. Schliess-\n\nlich ist die Nutzung für Mobilität teurer, weil die Kosten für den Transport des Wasserstoffs \n\nhinzugezählt werden, während sonst angenommen wird, dass die Anlage bereits am Gasnetz \n\ngebaut wird.  \n\nIn dieser Studie werden neben den Gestehungskosten (auf Englisch levelised costs of energy \n\nLCOE) zudem die möglichen Erträge (beinhaltet Erträge als auch vermiedene Kosten, auf Eng-\n\nlisch levelised value of energy LVOE) berechnet. Dabei sind die Erträge bei der Mobilität auf-\n\ngrund einer höheren Zahlungsbereitschaft deutlich höher als beim Gasnetz. Dazu kommen je \n\nnach Szenario zusätzliche mögliche Erträge hinzu:  \n\n− Erträge von rückgewonnener Abwärme bei den Szenarien mit Methan \n\n− Erträge von der Erbringung von Primärregelung auf dem Regelenergiemarkt bei allen Sze-\n\nnarien ausser den Überschussszenarien \n\n− In einem Szenario («Biogas») wurde angenommen, dass Roh-Biogas als CO2-Quelle für \n\ndie Methanisierung des Wasserstoffes dient. Damit übernimmt der Synthesegas-Produkti-\n\nonsprozess die Kosten, das CO2 für die Methanisierung vom Biogas abzuscheiden. Da der \n\nProzess aber nicht nur der CO2-Abscheidung dient, sondern der Aufbereitung von Biogas \n\nzu einspeisbarem Biomethan, gelten die aus Sicht Biomethan vermiedenen Kosten für die \n\nAufbereitung in diesem Szenario als zusätzliche Erträge.  \n\nDie Gegenüberstellung von Kosten und möglichen Erträgen zeigt, dass die Szenarien weit weg \n\nsind von der Profitabilität. Am besten schneiden die Szenarien ab, in denen erneuerbarer Was-\n\nserstoff in der Mobilität eingesetzt wird. \n\n \n\n  \n \n\nAbbildung 40: Kosten von erneuerbarem Gas je nach Szenario  \n\n(Quelle: Park 2017, Annahme 4.5 Euro-Cent/kWh zugekauftem Strom) \n\n \n\n0 20 40 60 80 100 120\n\nH2 Gasnetz\n\nH2 Mobilität\n\nCH4 Gasnetz Biogas\n\nCH4 Gasnetz reines CO2\n\nH2 Gasnetz\n\nH2 Mobilität\n\nCH4 Gasnetz reines CO2\n\nH2 Gasnetz\n\nH2 Mobilität\n\nc\na\n\n. \n7\n\n'5\n0\n\n0\n h\n\nc\na\n\n. \n2\n\n6\n0\n0\n\n h\n\nP\nV\n\n-\nÜ\n\nb\ne\n\nrs\nc\n\nh\nu\ns\ns\n\nin Rp./kWh\n\nGestehungskosten (LCOE)\n\nmögliche Erträge (LVOE)\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 73 \n \n\n \n\n Kostenentwicklung in der Zukunft \n\nSchätzungen für die Zukunft nehmen abnehmende Kosten an. Für das Jahr 2050 schätzt Agora \n\n(2018) Kosten (ohne Netzentgelte und Vertriebskosten) von 7 bis 16 Cent/kWh Brennwert bei \n\nrund 4'000 Volllaststunden (Wind-Offshore in der Nord-/Ostsee oder auch PV mit Wind kombi-\n\nniert in Nordafrika oder im Nahen Osten, Stromkosten von 2 bis 5 Cent/kWh) und rund 9 Cent \n\nbei 8'000 Volllaststunden mit Geothermie in Island (begrenztes Potenzial von insgesamt 50 \n\nTWh, Stromkosten von knapp 3 Cent/kWh).  \n\nDie Kostensenkungen basieren auf der Bedingung, dass die global installierte Power-to-Gas \n\nKapazität auf 100 GW steigt. Dies erfordert aus Sicht der Autoren erhebliche frühzeitige und \n\nkontinuierliche Investitionen in Elektrolyseure und CO2-Absorber, welche wiederum von politi-\n\nscher Intervention und einer hohen CO2-Bepreisung abhängig sind, da die Produktionskosten \n\nsonst langfristig höher sind als die der fossilen Alternativen  \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nAbbildung 41: Kosten von synthetischem Methan und synthetischen Flüssigkraftstoffen (ohne Netzentgelte und Vertriebs-\n\nkosten) in Cent2017 je Kilowattstunde Endprodukt (Quelle: Agora 2018) \n\n \n\nZu ähnlichen Resultaten für das Jahr 2030 kommt eine ältere Studie Altmann (2013).    \n\n \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 74 \n \n\n \n\nQuellen: \n\n— acatech (2015): Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050.  \n\nStabilität im Zeitalter der erneuerbaren Energien. Stellungnahme. November 2015 \n\n— Agora (2014): Negative Strompreise: Ursachen und Wirkungen.  \n\n— Agora (2018): Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe.  \n\n— Altmann (2013): LBST, Analyse der Kosten und Vermarktungsoptionen erneuerbarer Gase \n\n— Fraunhofer ISI, IKEM und Fraunhofer IEE (2019): Monitoring der Direktvermarktung.  \n\nQuartalsbericht (12/2018) \n\n— HSR (2019): Kostenrechner «Mobilität mit erneuerbarem Erdgas» der Hochschule für \n\nTechnik Rapperswil (HSR), abgerufen 10. Januar 2019 \n\n— Park (2017): Park, C.; Bigler, F.; Knazkins, V.; Kienzle, F.: Feasibility analysis of the \n\npower-to-gas concept in the future Swiss distribution grid. CIRED Open Access Proc. J., \n\nVol. 2017, Iss. 1, S. 1768-1772. \n\n \n\ne) Aktuelle Preise \n\n Wasserstoff \n\nAn der Coop Wasserstoff Tankstelle in der Schweiz wird der erneuerbare Wasserstoff zu 10.90 \n\nFranken pro Kilogramm verkauft (Stand 2017). Das entspricht einem Preis von 33 Rp./kWh und \n\nrund 8.3 Fr./100 km.  \n\nAn den wenigen vorhandenen Tankstellen in Deutschland kostet der Wasserstoff 9.50 Euro \n\npro Kilogramm (Stand 2016).  \n\n \n\nMethan  \n\nPreise zu synthetischem Methan wurden nicht gefunden.  \n\n \n\nQuellen: \n\n— Handelsblatt: «Die Zukunft kommt aus Wuppertal», Artikel vom 17. Juni 2016,  \n\nLink, Abfragedatum: 09.10.2018 \n\n— Swissinfo: «Wasserstoff: Neuer Treibstoff vom Rhein», Artikel vom 10. November 2017, \n\nLink, Abfragedatum: 09.10.2018 \n\n \n\nf) Arten des Imports in die Schweiz \n\nErneuerbare synthetische Gase wurden bisher vereinzelt importiert als Flüssiggas importiert. \n\nPrivate Akteure bauen derzeit (Frühling 2019) eine Infrastruktur für den Import auf (Lastwagen \n\nvon Lidl).  \n\nZu Arten des Imports von Methan vergleiche Kapitel 2.1e) zum Import von Biogas: Das Gleiche \n\ngilt analog für erneuerbare synthetische Gase. Wird also erneuerbares synthetisches Gas über \n\nhttps://www.handelsblatt.com/unternehmen/industrie/wasserstoff-tankstellen-die-zukunft-kommt-aus-wuppertal/13745674-all.html\nhttps://www.swissinfo.ch/ger/wirtschaft/gruene-energie_wasserstoff--neuer-treibstoff-vom-rhein/43563448\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 75 \n \n\n \n\ndas Gasnetz importiert, wird es als Erdgas verzollt und unterliegt daher der CO2-Abgabe bzw. \n\nder Mineralölsteuer.  \n\nKonventioneller Wasserstoff wird heute durch Industriegasfirmen in Form von Druckgas (Fla-\n\nschen) und als Flüssigwasserstoff (Cryotank-Lastwagen) importiert.  \n\n \n\nQuelle:  \n\n— BFE 2007, Energieforschungsprogramme Wasserstoff und Brennstoffzellen für die Jahre \n\n2008-2011 \n\n \n\ng) Anerkennung von erneuerbaren synthetischen Gasen  \n\nDie Anerkennung erneuerbarer synthetische Gase inklusive Wasserstoff ist der Anerkennung \n\nvon Biogas (siehe Kapitel 2.1d)) sehr ähnlich:  \n\n— Als Treibstoff unterliegen sie dem Mineralölsteuergesetz. Eine Steuererleichterung ist bei \n\nder Erfüllung der ökologischen und sozialen Mindestanforderungen möglich. Dazu muss \n\nzumindest die zur Elektrolyse eingesetzte Energie vollumfänglich und nachweisbar aus er-\n\nneuerbaren Quellen stammen.  \n\n— Als Brennstoff unterliegen die Gase weder dem Mineralölsteuergesetz noch der CO2-Ab-\n\ngabe.  \n\n \n\nh) Wasserstoff im Gasnetz \n\nIn Deutschland wurde in einem Forschungsprojekt die gesamte Erdgasversorgungskette auf \n\ndie Toleranz gegenüber Wasserstoff untersucht. Für die «häusliche und gewerbliche Endnut-\n\nzung» kam das Projekt zum Schluss, dass sich bei einem Anteil von bis zu 10% keine Beein-\n\nträchtigungen bezüglich Sicherheit oder Betrieb ergeben (Müller-Syring 2014). Nutzungen, bei \n\ndenen bei der Beimischung von Wasserstoff Probleme entstehen können, sind die die Nutzung \n\nin Erdgasautos (Versprödung der heutigen Tanks), die stoffliche Nutzung von Erdgas in che-\n\nmischen Prozessen, die Speicherung und die Nutzung für Gasturbinen. \n\nWeitere Herausforderungen bei höheren Anteilen liegen bei der Einspeisung, da der Wasser-\n\nstoff sich nicht sofort gleichmässig im Netz verteilt, sondern lokal in jeweils höherer Konzent-\n\nration vorliegen würde. Bei fluktuierender Herstellung bräuchte es zudem eine Zwischenspei-\n\ncherung, da es sonst zu fluktuierenden Wasserstoff-Konzentrationen käme und dies es verun-\n\nmöglicht, Endgeräte auf eine bestimmte Konzentration optimiert einzustellen.  \n\nIn Deutschland wurde 2014 bis 2015 die Beimischung von Wasserstoff in einem realen Verteil-\n\nnetz mit 176 Endgeräten getestet. Dazu wurde der Anteil Wasserstoff schrittweise auf 9% er-\n\nhöht. Die Beimischung des Wasserstoffs führte auch nach mehreren Monaten zu keinen nega-\n\ntiven Effekten (Dörr et al. 2015). Es ist ein Nachfolgeprojekt in Sachsen-Anhalt geplant, bei \n\ndem der Anteil auf 20% erhöht werden soll.  \n\nDer Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) empfiehlt heute ein maximales Bei-\n\nmischungsverhältnis von 10%. Dabei ist aber zu beachten, dass es im Verteilnetz keine der \n\ngenannten Endnutzer hat, bei denen Probleme auftauchen könnten. Es gibt sehr viele \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 76 \n \n\n \n\nVerteilnetze, an denen weder Erdgastankstellen noch Gasturbinen, Speicher oder stoffliche \n\nNutzungen angeschlossen sind.  \n\nViele Geräte funktionieren auch mit Anteilen von mehr als 10% einwandfrei. Je höher der Anteil \n\nwird, desto mehr Aspekte müssen bezüglich Sicherheit und Betrieb jedoch berücksichtigt und \n\nangepasst werden. So ist bspw. auch zu bedenken, dass aufgrund der niedrigeren Energie-\n\ndichte für die Bereitstellung derselben Energiemenge ein höherer Gasdurchsatz erforderlich \n\nist. \n\nIn der Schweiz ist derzeit der Anteil von Wasserstoff im Gasnetz auf zwei Prozent beschränkt \n\n(G18 Richtlinie des Schweizerischen Vereins des Gas- und Wasserfaches SVGW). Die Richt-\n\nlinie soll jedoch revidiert werden und auf die neuen Erkenntnisse angepasst werden.  \n\n \n\nQuellen: \n\n— Dörr et al. (2018): Dörr, H.; Kröger, K.; Graf. F.; Köppel, W.; Burmeister, F.; Senner, J.; \n\nNitschke-Kowsky, P.; Weßing, W. Untersuchungen zur Einspeisung von Wasserstoff in ein \n\nErdgasnetz. Energie Wasser-Praxis 11/2016, S. 50-59.  \n\n— Müller-Syring, G.M.H. (2014): Auswirkungen von Wasserstoff im Erdgas in Gasverteilnetzen \n\nund bei Endverbrauchern, gwf Gas Erdgas, S. 310-313, 5 2014.  \n\n \n\n3.2 offene Fragen  \n\na) Wie ist die Klimabilanz von erneuerbarem synthetischem Wasserstoff  \n\nund Methan?  \n\n Klimabilanzen (Lebenszyklusanalyse) \n\nIn der Literatur finden sich vor allem Daten zur Öko- und Klimabilanz (Lebenszyklusanalyse) \n\nvon synthetischen Gasen, die in der Mobilität eingesetzt werden (ZHAW 2018, Quantis 2015). \n\nDie Analysen zeigen, dass die grössten Emissionen durch den Strombedarf für die Produktion \n\nvon Wasserstoff (Elektrolyse) entstehen und dass hier sehr grosse Unterschiede je nach er-\n\nneuerbarer Stromerzeugungsquelle bestehen (bspw. Kehrichtverbrennung vs. Wasserkraft vs. \n\nPhotovoltaik, etc.). Weniger relevant sind die weiteren Schritte wie die Gewinnung von CO2 \n\noder die Methanisierung. Beim CO2 schneidet die Gewinnung aus Abgasen besser ab als die \n\naufwändigere Abtrennung aus der Umgebungsluft. Bei der Gewinnung aus Abgasen wird der \n\ndirekte CO2-Ausstoss dem vorgelagerten Prozess zugewiesen (bspw. Kohlekraftwerk, Gas-\n\nkraftwerk, Biogasanlage) und so resultieren nur noch wenige Emissionen für die Aufbereitung \n\nfür die Methanisierung.  \n\n \n\n Vergleich für Mobilität  \n\nVergleich mit fossilen Treibstoffen: Ökobilanz-Resultate der ZHAW (2018) zeigen, dass erneu-\n\nerbares synthetisches Methan klimafreundlicher ist als fossile Treibstoffe. Wird der Strom für \n\nWasserstoffproduktion und Methanisierung aus Wasserkraft, der Kehrichtverbrennungsanlage \n\noder «Überschussstrom» (keine Zuordnung der Stromproduktionsemissionen) erzeugt, \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 77 \n \n\n \n\nreduzieren sich die Emissionen gegenüber den fossilen Treibstoffen um rund 50%, wird er aus \n\nPhotovoltaik gewonnen immer noch 20 bis 35% (Abbildung 42)14.  \n\n \n\n  \n \n\nAbbildung 42:  Treibhausgasemissionen pro Personenkilometer je nach genutztem Treibstoff. \n\nGesamte Bilanzierung ohne Nutzung Gasnetz/-speicherung (Quelle: ZHAW 2018). \n\n \n\nVergleich mit Elektroautos: Die Abbildung zeigt auch die Emissionen eines Elektroautos mit \n\nverschiedenen Stromquellen für die Wasserstoff-Produktion und Methanisierung. Bei gleicher \n\nStromquelle ist das Elektroauto deutlich klimafreundlicher als ein Gasauto mit synthetischem \n\nGas – bei Wasserkraft um rund 40%, beim Schweizer Verbraucher-Strommix um 80% und bei \n\neinem EU-Strommix um 250%. Je sauberer der eingesetzte Strom, desto mehr fallen die übri-\n\ngen Bereiche wie Fahrzeug und Strasse ins Gewicht. Steht eine Kilowattstunde Strom zur Ver-\n\nfügung, ist es klimafreundlicher, sie im Elektroauto einzusetzen (falls möglich) als für erneuer-\n\nbares synthetisches Gas. Eine Studie der EMPA und dem PSI (2019) kommt auf den ersten \n\nBlick zum gegenteiligen Schluss, dass Gasfahrzeuge mit erneuerbarem synthetischem Gas \n\nklimafreundlicher sind als Elektrofahrzeuge. Dieses Resultat wiederspricht jedoch den obigen \n\nAnalysen nicht, denn die Studie nimmt an, dass das erneuerbare synthetische Methan mit ei-\n\nnem 2.5-fach saubererem Strommix hergestellt wird, als das Elektroauto zum Antrieb benutzt \n\n(40 vs. 100 g CO2-eq./pkm).  \n\nUnterschiede je nach Stromquelle: Die Emissionen von erneuerbarem synthetischem Gas un-\n\nterscheiden sich stark je nach angenommener Stromquelle zur Produktion. Methan mit «Über-\n\nschussstrom» (keine Zuordnung der Stromproduktionsemissionen), Strom aus der Kehricht-\n\nverbrennungsanlage oder Wasserkraft ist heute beispielsweise deutlich klimafreundlicher als \n\nMethan, das mit Strom aus Photovoltaik hergestellt wird. Bei all diesen Zahlen wird angenom-\n\nmen, dass das Gasnetz und seine Speicher nicht genutzt werden.   \n\nEine Analyse der Hotspots der Umweltauswirkungen von strombasierten Treibstoffen im Auf-\n\ntrag des Bundesamtes für Umwelt (Quantis 2015) kommt zu ähnlichen Schlüssen und zeigt \n\nzudem Resultate für Wasserstoff. Die Studie fokussierte auf die rechtlichen Grenzwerte für die \n\nSteuererleichterung von Treibstoffen aus erneuerbaren Rohstoffen, nämlich mindestens 40% \n\n \n14 Ein Analogieschluss aus dem Kapitel 2.2c) zeigt, dass erneuerbares synthetisches Gas eine ähnliche Klimabilanz ausweist wie Biogas.  \n\n0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6\n\nEU Strommix\n\nCH Strommix\n\nPhotovoltaik\n\nWasserkraft\n\nKVA\n\nÜberschussstrom\n\nEU Strommix\n\nCH Strommix\n\nWasserkraft\n\nBenzin\n\nDiesel\n\nErdgas\n\ns\ny\nn\n\nth\n. \nM\n\ne\nth\n\na\nn\n\nE\n-A\n\nu\nto\n\nfo\ns\ns\nil\n\nkg CO2-eq/pkm\n\nH2-Produktion\n\nübrige CH4 Produktion\n\nTreibstoffbereitstellung\n\nAuspuffemissionen\n\nFahrzeug und Strasse\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 78 \n \n\n \n\nweniger Treibhausgasemissionen und nicht mehr als 125% der gesamten Umweltbelastung \n\nder fossilen Referenz.   \n\n \n \n\nAbbildung 43:  Treibhausgasemissionen und Umweltbelastung pro Personenkilometer je nach genutztem Treibstoff (bei \n\nMethan inklusiv Nutzung des Gasnetzes über 100 km, aber ohne Speicherung). Quelle: Quantis 2015 \n\n \n\nErfolgt die Wasserstoffproduktion (Elektrolyse) mit einem EU-Strommix, ist die Klima- und Öko-\n\nbilanz sehr viel schlechter als die fossile Referenz Benzin (Abbildung 43). Erfolgt die Elektro-\n\nlyse mit Strom aus Photovoltaik, verursacht das erneuerbare Methan knapp 20% weniger \n\nTreibhausgasemissionen als Benzin, aber mehr als 150% der Umweltbelastung. Mit Windstrom \n\nwerden beide Grenzwerte eingehalten – die Treibhausgasemissionen des Methans sind um \n\nmehr als 50% tiefer und die Umweltbelastung bleibt in etwa gleich. Generell schneidet synthe-\n\ntischer Wasserstoff immer besser ab als Methan, da die CO2-Gewinnung und Methanisierung \n\nauch Emissionen verursachen und den Wirkungsgrad reduzieren. \n\n \n\n Vergleich für Raumwärme \n\nZur Ökobilanz beim Einsatz von synthetischem Methan für Raumwärme wurde keine Literatur \n\ngefunden. Basierend auf den Analysen der ZHAW (2018) für die Mobilität, bei denen die Emis-\n\nsionen für Fahrzeug und Strasse abgezogen werden können und den Analysen von Quantis \n\n(2015), kann für die Treibhausgasbilanz von synthetischem Methan von folgenden Grössen-\n\nordnungen gegenüber Erdgas ausgegangen werden:  \n\nmit fossilem Strom erzeugtes Methan: sehr viel schlechtere Bilanz als Erdgas \n\nmit Schweizer Strommix und Photovoltaik: etwas bessere Bilanz als Erdgas \n\nmit «Überschussstrom», KVA, Wasserkraft, Windkraft: viel bessere Bilanz als Erdgas  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 79 \n \n\n \n\nKombiniert man diese Schlussfolgerungen mit dem Vergleich von Energieträgern im Wärme-\n\nbereich (siehe Kapitel 2.2c)), zeigt sich dasselbe Resultat wie bei der Mobilität: Falls Strom mit \n\ntiefen CO2-Emissionen direkt für Raumwärme eingesetzt werden kann, ist dieser Weg klar kli-\n\nmafreundlicher als er über erneuerbares synthetisches Gas.  \n\n Klimabilanz mit Systemgrenze Schweiz \n\nEine Analyse, welche nicht den Lebenszyklus betrachtet, sondern nur die Emissionen in der \n\nSchweiz (Systemgrenze nach Treibhausgasinventar), ergibt andere Resultate. Es gibt dazu \n\nkeine Studien, aus den obigen Analysen lassen sich aber grobe Rückschlüsse ableiten. Bei-\n\nspielsweise für Anwendungen in der Mobilität: Wird das synthetische Gas im Ausland erzeugt \n\noder mit importiertem Strom hergestellt wird, schneiden Benzin-, Diesel- und Erdgasautos sehr \n\nviel schlechter ab Fahrzeuge mit synthetischem Gas oder direktem Stromverbrauch. Letztere \n\nbeide schneiden fast gleich ab. Die Emissionen für die Treibstoffherstellung und Fahrzeugher-\n\nstellung entfallen fast ganz, weil sie im Ausland anfallen. Es verbleiben die Emissionen für die \n\nStrasse, welche für alle Fahrzeuge gleich hoch sind.   \n\n \n\n Schlussfolgerungen für Einsatz erneuerbarer synthetischer Gase für Klimaziele aus \n\nsystemischer Sicht \n\nDie Analysen zeigen, dass aus Sicht Lebenszyklus erneuerbare synthetische Gase im Ver-\n\ngleich zu Erdgas klimafreundlicher sind, dass aber die direkte Nutzung von erneuerbarem \n\nStrom noch mehr Treibhausgasemissionen reduziert.  \n\nSchlussfolgerungen aus systemischer Sicht für heutige Situation : Derzeit ist die Stromnach-\n\nfrage in der Schweiz und in Europa in allen Monaten deutlich höher als die erneuerbare Strom-\n\nproduktion. Wird daher bereits produzierter erneuerbarer Strom neu für erneuerbare syntheti-\n\nsche Gase eingesetzt, wird er einer anderen bestehenden Nutzung entzogen. Da erneuerbare \n\nsynthetische Gase zudem meist weniger effizient sind als die direkte Nutzung von Strom (siehe \n\nErläuterungen weiter oben und Abbildung 44), leistet die Nutzung von heute bestehendem er-\n\nneuerbarem Strom für erneuerbare synthetische Gase netto keinen Beitrag zu einer Reduktion \n\nvon Treibhausgasen (siehe auch Argumentation in ZHAW 2018). \n\n \n\n \n\nAbbildung 44: Gesamtwirkungsgrade für Wärme (rot) und Transport (gelb) ausgehend von erneuerbarem Strom (Quelle: \n\nAgora 2018) \n\n100 % erneuer-\nbarer Strom \n\n100 % erneuer-\nbarer Strom \n\n100 % erneuer-\nbarer Strom \n\n100 % erneuer-\nbarer Strom \n\n100 % erneuer-\nbarer Strom \n\n100 % erneuer-\nbarer Strom \n\n285%        Wärmepumpe\n\n45%\n\n50%\n\nÜbertragung\n\nÜbertragung, Elektrolyse, \nKompression, Transport, \n\nBrennstoffzelle\n\nÜbertragung, Elektrolyse, \nPower-to-Gas, Transport, \n\nGasbrennwertkessel\n\nBrennstoffzelle\n\nGasheizung\n\n69%\n\n26\n%\n\n13\n\n% Auto mit Verbrennungsmotor\n\nElektroauto\n\nBrennstoffzellen Auto\n\nÜbertragung, Elektromotor, \nMechanik\n\nÜbertragung, Elektrolyse, \nKompression, Transport, \n\nElektromotor, Mechanik \n\nÜbertragung, Elektrolyse, \nPower-to-Liquid, Transport, \n\nVerbrennungsmotor, Mechanik\n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 80 \n \n\n \n\nSchlussfolgerungen aus systemischer Sicht für den Zubau erneuerbarer Strom : Zur Erreichung \n\nder Klimaziele soll aus systemischer Sicht zusätzlicher erneuerbarer Strom zuerst dort einge-\n\nsetzt werden, wo er am meisten oder am kostengünstigsten CO2 reduziert. Hier zeigt sich, dass \n\nin den Sektoren Wärme und Transport die Elektrifizierung ein sehr grosses Reduktionspoten-\n\nzial aufweist (siehe Gesamtwirkungsgrade in Abbildung 44). Kann also eine zusätzliche Kilo-\n\nwattstunde direkt in einem Elektroauto oder einer Wärmepumpe eingesetzt werden, ist die Kli-\n\nmawirkung hier höher. Kann die zusätzliche Kilowattstunde jedoch gar nicht eingesetzt werden \n\n(Abregelung/Überlauf) oder ist die Elektrifizierung in einem Sektor nicht möglich oder ineffizient \n\n(Prozesswärme, Schwerverkehr), leistet die Umwandlung des Stroms in erneuerbare Gase ei-\n\nnen Beitrag zu den Klimazielen. Diverse Studien aus Deutschland und der Schweiz (siehe Ka-\n\npitel c)) zeigen in diesem Sinne, dass erst bei sehr hohen Klimazielen und damit sehr hohem \n\nAusbaugrad an fluktuierenden erneuerbaren Energien erneuerbare Gase eine relevante Rolle \n\nspielen. Erst in Szenarien mit hohen Klimazielen wird relevant erneuerbarer Stromüberschuss \n\nproduziert und müssen auch die Sektoren mit wenig Substitutionspotenzial ihre Emissionen \n\nreduzieren.   \n\n \n\nExkurs Überschussstrom \n\nIn der öffentlichen Diskussion ist oft von Überschussstrom die Rede. Der Begriff Überschuss-\n\nstrom wird jedoch nicht einheitlich definiert. Zudem ist insbesondere schlecht definiert, in wel-\n\nchen Fällen «Überschussstrom» als erneuerbar gilt.  \n\nMögliche Definitionen \n\n− Überschussstrom entsteht bei negativer Residuallast, also dann, wenn nicht regelbare \n\nKraftwerke mehr Strom produzieren als insgesamt Strom nachgefragt wird. Zu nicht regel-\n\nbaren Kraftwerken gehören Wind, Photovoltaik, Laufwasserkraft oder wärmegeführte \n\nWärme-Kraft-Kopplung. Zukünftig wird für Deutschland geschätzt, dass bei ungefähr 80% \n\nfluktuierender erneuerbarer Energien (Ziel für 2050) während rund 3'000 Stunden negative \n\nStrom-Residuallast entsteht (acatech 2015). \n\n− Überschussstrom ist das Stromangebot zu negativen Börsenpreisen. Diese entstehen \n\nseit ein paar Jahren in Deutschland, wenn Kernkraftwerke, Braunkohlekraftwerke und wär-\n\nmegeführte WKK-Anlagen trotz starker Einspeisung der erneuerbaren Energien ihre Strom-\n\nproduktion nur wenig drosseln (Agora 2014). Bei negativen Börsenpreisen wird ein Teil des \n\nStroms immer noch fossil oder nuklear hergestellt. Zwischen 2012 und 2018 gab es in \n\nDeutschland zwischen 56 und 146 Stunden pro Jahr negative Strompreise (Fraunhofer ISI, \n\nIKEM und Fraunhofer IEE 2019). \n\n− Erneuerbarer Überschussstrom entsteht, wenn die inländische Produktion höher liegt als \n\ndie inländische Nachfrage und im Umfang des Deltas erneuerbar Strom produziert wird.  \n\n− Erneuerbarer Überschussstrom entsteht, wenn die inländische erneuerbare Produktion hö-\n\nher liegt als die inländische Nachfrage. In Deutschland ist es bundesweit noch nie dazu \n\ngekommen, dass Wind und Photovoltaik die gesamte Nachfrage decken.  \n\n \n\nKünftige Entwicklung Überschussstrom  \n\nIn der Öffentlichkeit besteht teilweise die Vorstellung, dass ein sehr starker Zubau der erneu-\n\nerbaren Stromproduktion zu einer sehr grossen Menge an Überschussstrom führen wird und \n\ndieser «überschüssige» Strom nahezu gratis für Anwendungen wie Power-to-Gas zur Verfü-\n\ngung stehen wird. Ohne gezielte Förderung dämpft sich der Zubau Erneuerbarer langfristig \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 81 \n \n\n \n\nselber, da der Zubau zu mehr Angebot und zu tieferen Preisen führt, was die Attraktivität eines \n\nweiteren Zubaus schmälert. Zudem werden diverse Anwendungen um die Verwendung des \n\nÜberschussstroms konkurrenzieren (bspw. Power-to-Heat, Flexibilisierung mit Batterien) und \n\ndiesen somit monetarisieren. Überschussstrom, der nahezu gratis ist, wird aus diesen Gründen \n\nnicht in grossen Mengen zur Verfügung stehen. Dahingegen kann es hingegen erwünscht und \n\ngeplant sein, bewusst zusätzlichen erneuerbaren Strom zu produzieren, um ihn saisonal spei-\n\nchern zu können.   \n\nFür die weitere Diskussion werden daher die folgenden beiden Begriffe definiert:  \n\nÜberschussstrom: Strom, der nahezu gratis ist und im Energiesystem nicht verwendet werden \n\nwürde, wenn er nicht für Power-to-Gas eingesetzt werden würde. Erneuerbar ist er, wenn die \n\ninländische erneuerbare Produktion höher liegt als die inländische Nachfrage. Aufgrund der \n\nobigen Ausführungen werden Menge und mögliche Volllaststunden auch in Zukunft gering blei-\n\nben. \n\nZusatzstrom: Zusätzlich zugebaute erneuerbare Stromproduktion zur Umwandlung in erneu-\n\nerbares Gas. Damit dieser Einsatz zur Erreichung der Klimaziele sinnvoll ist, muss dies zusätz-\n\nlich zur neu zugebauten Stromproduktion sein, welche die Sektoren Wärme und Transport \n\nelektrifiziert. Dieser Zusatzstrom ist teurer als der Überschussstrom \n\n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Bei gleicher Stromquelle ist die Produktion von erneuerbarem Wasser-\n\nstoff klimafreundlicher als die von erneuerbarem Methan.  \n\n9 0 0 \n\n2. Erneuerbare synthetische Gase sind klimafreundlicher als fossile Ener-\n\ngieträger.  \n\n9 0 0 \n\n3. Wird zur Produktion von erneuerbarem Methan Photovoltaik eingesetzt, \n\nist die Klimabilanz aus Lebenszyklus-Sicht derzeit nur leicht besser als \n\ndie von Erdgas.  \n\n8 0 1 \n\n4. Wird CO2-armer Strom zur Produktion von erneuerbarem Methan einge-\n\nsetzt, ist die Klimabilanz aus Lebenszyklus-Sicht klar besser als die \n\nvon Erdgas. \n\n9 0 0 \n\n5. Wird für den Antrieb eines Elektroautos die gleiche Stromquelle ver-\n\nwendet wie für die Herstellung von erneuerbarem synthetischem Me-\n\nthan, ist das Elektroauto klimafreundlicher als ein Gasauto mit  erneuer-\n\nbarem synthetischem Methan. \n\nBegründung für Nein: Nein, denn wenn Batterieherstellung nicht mit er-\n\nneuerbaren Energien erfolgt, ist die Klimabilanz in etwa ähnlich. Nein, \n\nda die Aussage zu pauschal ist und die Literatur dazu nicht eindeutig \n\nist. \n\n11 2 0 \n\n6. Bei gleicher Stromquelle ist eine Wärmepumpe klar klimafreundlicher \n\nals ein mit Gas betriebener Brennwertkessel mit erneuerbarem synthe-\n\ntischem Methan. \n\n9 0 0 \n\n7. Aussage aus systemischer und Lebenszyklus-Sicht: Wird in der \n\nSchweiz heute vorhandener erneuerbarer Strom neu für erneuerbare \n\nsynthetische Gase eingesetzt, leistet er netto in allen Verwendungs-\n\nzwecken keinen Beitrag zu einer Reduktion von Treibhausgasen.  \n\n9 0 0 \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 82 \n \n\n \n\n8. Aussage aus systemischer und Lebenszyklus-Sicht: Setzt man  \n\nneu zugebaute erneuerbare Stromproduktion dafür ein, nicht  \n\nerneuerbare Stromproduktion zu ersetzen oder die Sektoren  \n\nWärme und Transport zu elektrifizieren, werden mehr Treibhaus- \n\ngas-Emissionen reduziert als beim Einsatz für die Produktion  \n\nvon erneuerbaren synthetischen Gasen.  \n\n9 0 0 \n\n9. Wird in der Schweiz erneuerbares synthetisches Gas hergestellt (mit \n\nerneuerbarem Strom aus In- oder Ausland), und damit in der Schweiz \n\nfossile Energieträger ersetzt, reduziert dies die Emissionen der \n\nSchweiz nach Treibhausgas-Inventar. \n\n9 0 0 \n\n \n\n \n\nQuellen: \n\n— easac 2019: Decarbonisation of transport: options and challenges. European Academies \n\nScience Advisory Council  \n\n— Ifeu 2011, Umweltbilanzen Elektromobilität \n\n— Quantis (2015): Analyse der Umwelt-Hotspots von strombasierten Treibstoffen.  \n\nSpielmann, M., Ruiz, S.; Zah, Rainer.  \n\n— Treeze (2016): Umweltbilanz Strommix Schweiz 2014. Im Auftrag des Bundesamts  \n\nfür Umwelt. \n\n— ZHAW (2018): Life Cycle Assessment of Renewable Methane for Transport and Mobility. \n\nWettstein, S.; Itten, R., Stucki, M.  \n\n \n\nb) Welches ist das Potenzial für erneuerbare synthetische Gase? \n\n Grundlagen zu Potenzialanalysen für die Schweiz   \n\nWichtige Input-Faktoren für die Herstellung von erneuerbaren synthetischen Gasen sind der \n\nerneuerbare Strom und bei erneuerbarem Methan zusätzlich die Rohstoffe CO2 und Wasser.  \n\nCO2 und Wasser: Das theoretische Potenzial von CO2 ist fast unlimitiert, da es unter anderem \n\naus der Umgebungsluft gewonnen werden kann. Wird CO2 aus grossen konzentrierten Emis-\n\nsionsquellen gewonnen, ist das Potenzial kleiner, aber der Energieaufwand zur Gewinnung ist \n\ngeringer (siehe auch Kapitel a)). In der Schweiz machen 35 Gross-Anlagen (6 Zementwerke \n\nund 29 Kehrichtverbrennungsanlagen) 98% der Punktquellen aus im Vergleich zu je 1% für \n\nBiogasanlagen und Kläranlagen (siehe Tabelle 14).  \n\n \n\n Anzahl Anlagen Kohlenstoff  \n\nin 1000 t/a \n\nAnteil \n\nZementindustrie 6 840 41% \n\nKehrichtverbrennungsanlagen 29 1’160 57% \n\nBiogasanlagen   145 20 1% \n\nKläranlagen ~ 900 20 1% \n\nTotal ~ 1’100 2’040 100% \n\nTabelle 14: Haupttypen von konzentrierten Quellen von CO2 in der Schweiz (Quelle: Meier et al. 2017) \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 83 \n \n\n \n\nForscher der Hochschule Rapperswil (Meier et al. 2017) haben gezeigt, dass die 35 Gross-\n\nAnlagen in der Nähe des Gasnetzes liegen und insofern als CO2-Quelle für die Methanisierung \n\ngeeignet wären. Zu beachten ist, dass in einer vollständig dekarbonisierten Welt nicht mehr \n\nalle Emissionen zur Verfügung stehen würden.  \n\nDie Autoren der Studie haben zudem berechnet, dass es zur Nutzung des berechneten Koh-\n\nlenstoffs für die Methanisierung rund 9 Mio. m3 Wassers bedarf, was ca. 1% des Schweizer \n\nWasserverbrauchs ausmacht. Somit sehen sie Wasser nicht als limitierenden Faktor. Um den \n\ngesamten konzentriert vorhandenen Kohlenstoff zu Methan zu verwerten bedarf es gut 59 TWh \n\nerneuerbaren Strom (für Elektrolyse, Methanisierung und Aminwäsche). Das entspricht in etwa \n\nder heutigen Landeserzeugung an Strom aller Kraftwerke in der Schweiz (61.5 TWh, BFE \n\n2018). Würde der gesamte Kohlenstoff in Methan umgewandelt, ergäbe dies rund 28 TWh \n\nMethan (unterer Heizwert), was etwas weniger ist als der heutige Gasabsatz der Schweiz (33 \n\nTWh unterer Heizwert, siehe Kapitel 1.1a)). Die Forscher schliessen aus ihrer Analyse, dass \n\nauch Kohlenstoff nicht der limitierende Faktor ist, sondern erneuerbarer Strom. Forscher der \n\nEMPA und PSI teilen diese Sicht nach ähnlichen Analysen (EMPA und PSI 2019).  \n\nStrom: Für die Produktion von erneuerbaren synthetischen Gasen braucht es erneuerbaren \n\nStrom. So leitet sich das Potenzial für erneuerbare synthetische Gase auf ersten Blick vom \n\nPotenzial für erneuerbaren Strom ab. Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien betrug \n\n2017 rund 40 TWh von 62 TWh Landesproduktion (BFE 2018). Das nachhaltige nutzbare zu-\n\nsätzliche Potenzial bezifferte der Bundesrat 2013 in seiner Botschaft zur Energiestrategie bei \n\nrund 27 TWh (davon 11 TWh für Photovoltaik). Aus systemischer Sicht ist zusätzlich erneuer-\n\nbarer Strom zuerst wo möglich direkt einzusetzen (siehe Schlussfolgerungen Kapitel a)).   \n\n \n\n Potenzial in der Schweiz  \n\nFür die Schweiz wurde das Potenzial von zwei Akteuren grob geschätzt und an Tagungen \n\nvorgestellt:  \n\n− Der Schweizerische Verein des Gas- und Wasserfaches hat das theoretische Potenzial für \n\nPower-to-Gas in der Schweiz für eine Tagung grob abgeschätzt (SVGW 2017). Er sieht \n\nauch den limitierenden Faktor beim zusätzlichen erneuerbaren Strom und basiert die \n\nSchätzung daher auf künftigem nicht genauer definiertem «Überschussstrom» in der \n\nSchweiz. Von angenommenen 3'000 GWh «Überschussstrom» im Jahr 2050 kann gut die \n\nHälfte für Power-to-Gas eingesetzt werden. Das ergibt eine Methanproduktion von rund 1.2 \n\nTWh, also knapp 4% des heutigen Gasabsatzes. Die angenommene Menge von 3'000 GWh \n\ndecken sich in etwa mit einer anderen Schätzung für das Jahr 2050. Das IET hat auf der \n\nBasis des Szenarios NEP der Energieperspektiven den «Überschussstrom» auf 3.5 TWh \n\nim Jahr 2050 geschätzt (bei ca. 8 TWh Solarstrom, IET 2014). Überschussproduktion ist in \n\ndieser Modellierung der erneuerbare Strom, der im Sommer während rund 10 bis 14 Wo-\n\nchen übrigbleibt, nachdem die gesamte Stromnachfrage der Schweiz mit erneuerbarem \n\nStrom gedeckt wird. Im Winter wir der Bedarf je nach Unterszenario erneuerbar, mit Gas- \n\nund Dampfkraftwerken produziert oder importiert.  \n\n− Energie 360° und ein Forscher des PSI haben an einer Tagung eine Abschätzung des \n\nPotenzials für die direkte Methanisierung präsentiert. Diese basiert entsprechend auf den \n\nbestehenden Biogas- und Kläranlagen basiert (energie360° und PSI 2017). Würden die \n\nbestehenden bereits einspeisenden Anlagen um Power-to-Gas ergänzt, ergäbe dies 180 \n\nGWh zusätzliches Gas. Würden alle Anlage in der Nähe eines Gasnetzes ergänzt, ergäbe \n\ndies nochmals 955 GWh. Dies ergäbe insgesamt also 1.1 TWh oder gut 3% des heutigen \n\nGasabsatzes. Sie machen dabei keine Aussage zur Frage des erneuerbaren Stroms.  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 84 \n \n\n \n\n \n\nEine ausführliche Analyse legen Forscher der EMPA und dem PSI (2019) vor. Sie starten vom \n\nStandpunkt, dass Power-to-Gas ausschliesslich überschüssigen erneuerbaren Strom nutzen \n\nsollte und das vorhandene Angebot von erneuerbarem Strom nicht verknappen sollte. Auf die-\n\nser Basis skizzieren sie eine Energiezukunft 2050 ohne Kernkraftwerke und einem sehr starken \n\nZubau von Photovoltaik mit einer Jahresproduktion von ca. 25 TWhel (zum Vergleich: Ausbau \n\nheute ca. 2 TWh, in den Energieperspektiven des Bundes lag der Ausbau 2050 je nach Sze-\n\nnario zwischen 6 und 11 TWhel). Darauf basierend berechnen sie einen «erneuerbaren Über-\n\nschuss» von ca. 10.8 TWhel während 4'650 Stunden (siehe Abbildung 45). Die Berechnung \n\nberuht auf diversen Annahmen:  \n\n− Als «erneuerbaren Überschuss» bezeichnen sie die Situation, in der die inländische Strom-\n\nerzeugung höher ist als die Nachfrage und zwar unabhängig davon, ob diese Nachfrage \n\nbereits vollständig mit erneuerbaren Energien gedeckt wird oder nicht. So gehen sie bei-\n\nspielsweise für die heutige Situation von 5 TWh überschüssiger Wasserkraft aus, obwohl \n\nheute die Kernkraftwerke einen relevanten Anteil der Produktion ausmachen. In ihrem Zu-\n\nkunftsszenario ist jedoch die Kernkraft in der Schweiz stillgelegt, damit ist fast die gesamte \n\nStromproduktion erneuerbar und damit auch der Überschuss. \n\n− Sie modellieren das Stromsystem mit Systemgrenze Schweiz, sehen also im Sinne eines \n\nworst case keine Kopplung mit dem europäischen Strommarkt vor, wonach der Import/Ex-\n\nport zwischen den Ländern laufend optimiert würde. Im Modell werden Tagesspeicher ein-\n\ngesetzt, die für einen Tag-Nacht-Ausgleich sorgen. Diese verteilen den anfallenden Strom \n\nso auf 24 Stunden, dass er möglichst direkt genutzt werden kann, danach aber auch der \n\n«Überschussstrom» zeitlich verteilt wird und für Power-to-Gas gleichmässiger zur Verfü-\n\ngung steht. Das Modell sieht nur einen Tag-Nacht-Ausgleich vor, bildet aber keine Mehrta-\n\nges-Ausgleiche ab.  \n\n \n\nDie Abbildung zeigt, dass in einem solchen Szenario eine Leistung von 1 GWel über rund 3'900 \n\nStunden verfügbar wäre, eine Leistung von 2 GWel über rund 2'500 Stunden.  \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 45: Absteigend geordnete Jahresdauerlinie der «Überschuss» Photovoltaik Leistung pro Stunde in einem Sze-\n\nnario ohne Kernkraftwerke und ca. 25 TWh Photovoltaik (bereits abzüglich des Photovoltaik -Stroms für den \n\nTag-Nacht-Ausgleich). (Quelle: EMPA & PSI 2019) \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 85 \n \n\n \n\nDie Autoren berechnen daraus diverse Szenarien zur Nutzung von synthetischem erneuerba-\n\nrem Gas. In Tabelle 15 sind davon zwei dargestellt, die ausschliesslich auf dem «überschüs-\n\nsigem» Strom basieren. Im Szenario «Wasserkraft» wird angenommen, dass die Produktions-\n\nanlagen direkt neben Wasserkraftwerken stehen, um keine Netzentgelte bezahlen zu müssen. \n\nDurch die in der Studie formulierten Anforderung, dass nur CO2-Quellen in einem Umkreis von \n\n10 km genutzt werden können, resultieren schweizweit gut 200 Laufwasser- und Speicherkraft-\n\nwerke, die mit einer Leistung von rund 1 GWel rund 1.8 TWh Methan herstellen könnten.  \n\n \n\nSzenario Jahresproduktion \n\nMethan   \n\nLeistung Stunden \n\nWasserkraft: Schweizweit Anlagen an gut  \n\n200 Laufwasser- und Speicherkraftwerken mit  \n\nCO2-Quelle(n) in Umkreis von 10 km.  \n\n1.8 TWh 1 GWel ~ 3’900h \n\nCO2-Hub: Anlagen an den schweizweit fünf Stand-\n\norten mit am meisten CO2-Potenzial (Orte, die bspw. \n\nim Umkreis von 10 km eine Zementfabrik und eine \n\nKVA vereinen). \n\n4.9 TWh 3.5 GWel Anlagen  \n\nzwischen  \n\n1’000h  \n\nbis 4’000h  \n\nTabelle 15:  Potenziale an synthetischem erneuerbarem Methan je nach Szenario. Basis-Annahmen: Energiezukunft \n\n2050 ohne Kernkraftwerke mit Zubau von 25 TWh Photovoltaik, kurzfristige Stromspeicher für Tages -/ \n\nNachtausgleich, aber kein Import/Export und kein Mehrtagesausgleich. (Quelle: EMPA & PSI 2019)  \n\n \n\nIm Szenario «CO2-Hub» werden an den fünf Standorten mit am meisten CO2-Potenzial Anlagen \n\ngebaut und dazu Strom vom Netz bezogen. Wird dazu ausschliesslich «Überschussstrom» \n\nverwendet, kann der grösste Teil davon genutzt werden, also 10.4 TWhel, die rund 4.9 TWh \n\nsynthetisches Gas ergeben. Dazu bedarf es einer gesamten Leistung von 3.5 GWel, die dazu \n\nführt, dass die Anlagen sehr unterschiedlich ausgelastet sind (siehe Abbildung 45), zwischen \n\nrund 1'000 und 4'000 Betriebsstunden. Die Autoren berechnen zur höheren Auslastung der \n\nAnlagen ein (hier nicht dargestelltes) zusätzliches Szenario, in dem die gesamte installierte \n\nLeistung über 4'650 Stunden läuft und ein Methan-Ertrag von 7.5 bis 8.9 TWh Gas resultiert, \n\ndas aber folglich nicht nur mit «Überschussstrom» hergestellt wird.  \n\n \n\n Potenzial im Ausland \n\nDas zusätzliche Potenzial an erneuerbaren Gasen im Ausland ist höher als der Gasverbrauch \n\nin der Schweiz. \n\n \n\n Schlussfolgerungen  \n\nDie Analyse zeigt, dass von den Faktoren erneuerbarer Strom, CO2 und Wasser der erneuer-\n\nbare Strom der limitierende Faktor ist für den Ausbau von erneuerbaren synthetischen Gasen. \n\nAusgehend von der Prämisse, dass erneuerbare Gase nur dann einen Beitrag zum Klima-\n\nschutz leisten, wenn sie aus zusätzlichen erneuerbaren Energien gewonnen werden, ergeben \n\nsich Potenziale zwischen 2 bis 5 TWh, die darauf basieren, dass ein sehr starker Zubau von \n\nPhotovoltaik erfolgt (ca. 25 TWh, also eine Verzehnfachung der bisherigen Produktion). Dies \n\nwürde 5 bis 15% des Gasabsatzes ausmachen. Mit Biogas zusammengezählt würde das Po-\n\ntenzial 15 bis 30% des heutigen Gasverbrauchs ausmachen. Im Szenario NEP der Energie-\n\nperspektiven mit 50% weniger Gasverbrauch ergäbe sich damit einen Anteil von je nach Schät-\n\nzung zwischen 30% und 60%.  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 86 \n \n\n \n\n \n\n 2017 2050 – Gasverbrauch  \n\ngemäss Szenario \n\n «Weiter wie bisher» \n\n2050 – Gasverbrauch  \n\ngemäss Szenario  \n\n«Neue Energiepolitik» \n\nGasverbrauch 34 TWh 26 TWh (-24%) 18 TWh (-49%) \n\nAnteil erneuerbare Gase \n\nbei heutiger Nutzung \n\n4% 5% 8% \n\nAnteil erneuerbarer synthe-\n\ntischer Gase bei starkem \n\nPhotovoltaik Ausbau \n\n5 – 15% 5 – 20% 10 – 30% \n\nAnteil erneuerbarer Gase \n\nbei voller Ausschöpfung \n\ndes Potenzials und starkem \n\nPhotovoltaik Ausbau  \n\n15 – 30% 20 – 40% 30% – 60% \n\nTabelle 16: Heutige und künftige Anteile an erneuerbaren Gasen bei voller Ausschöpfung des Potenzials Biogas und \n\nerneuerbare synthetische Gase (Quellen: BFE 2012; BFE 2018) \n\n \n\nGrundsätzliche Überlegungen zeigen, dass aus systemischer Sicht zusätzlicher erneuerbarer \n\nStrom deutlich mehr Treibhausgasemissionen reduziert, wenn er zuerst bei der Elektrifizierung \n\nim Wärme- und Mobilitätsbereich eingesetzt wird (Wärmepumpen, Elektromobilität). Kann die \n\nzusätzliche Kilowattstunde jedoch gar nicht oder nicht zeitgleich eingesetzt werden, ist die Pro-\n\nduktion erneuerbarer synthetischer Gase eine effektive Massnahme zur Reduktion von Treib-\n\nhausgasemissionen. Je höher die Klimaziele liegen, desto eher tritt dieser Fall auf.  \n\nDiese Anforderungen aus systemischer Sicht, den Strom wo möglich zuerst direkt zu nutzen, \n\nführt eher zu tiefen Volllaststunden von Anlagen zur Produktion von synthetischen erneuerba-\n\nren Anlagen. Dies steht den Anforderungen der ökonomischen Sicht gegenüber, die aufzeigt, \n\ndass für einigermassen konkurrenzfähigen Preise die Volllaststunden möglichst hoch sein \n\nmüssen (siehe Kapitel 3.1d)).  \n\n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Der limitierende Faktor für erneuerbare synthetische Gase aus der \n\nSchweiz ist die Verfügbarkeit von erneuerbarem Strom. \n\n9 0 0 \n\n2. Wird in der Schweiz Photovoltaik sehr stark ausgebaut (ca. 25 TWh), \n\nliegt das ökologische Potenzial von inländischem erneuerbarem synthe-\n\ntischem Gas im Gasnetz bei rund 2 bis 5 TWh pro Jahr.  \n\nBegründung Enthaltung: Es gibt erst eine fundierte Studie, es ist unklar, \n\nob die Annahmen und Schätzungen stimmen.  \n\n7 0 5 \n\n3. Das ökologische Potenzial an inländischen erneuerbaren Gasen (Bio-\n\ngas und synthetisches Gas) würde 2050 bei einem um 50% reduzierten \n\nGasabsatz je nach Schätzung zwischen 30% und 60% ausmachen.   \n\nBegründung Enthaltung: Es ist aus heutiger Sicht sehr schwierig, dies \n\nzu schätzen.   \n\n10 0 2 \n\n4. Erneuerbarer Überschussstrom steht in der Schweiz heute und in Zu-\n\nkunft nicht in grossen Mengen zur Verfügung. (Definition: Erneuerbarer \n\n8 0 1 \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 87 \n \n\n \n\nÜberschussstrom entsteht, wenn die inländische erneuerbare Produk-\n\ntion höher liegt als die inländische Nachfrage.) \n\n5. Erneuerbarer Überschussstrom steht in Europa heute und in Zukunft \n\nnicht in grossen Mengen zur Verfügung. (Definition: Erneuerbarer Über-\n\nschussstrom entsteht, wenn die inländische erneuerbare Produktion hö-\n\nher liegt als die inländische Nachfrage.) \n\nBegründung der abweichenden Meinung: Lokale Bedingungen und  \n\nEinschränkungen durch Stromtransport können zu lokal vorhandenem \n\nÜberschussstrom führen. \n\n6 1 2 \n\n6. Bei unter 3'000 Volllaststunden pro Jahr sind die Kosten für erneuer-\n\nbare synthetische Gase heute und in Zukunft sehr hoch.  \n\n8 0 1 \n\n7. Das zusätzliche Potenzial an erneuerbaren Gasen im Ausland ist  \n\nhöher als der Gasverbrauch in der Schweiz. \n\n9 0 0 \n\n8. Es ist zur Erreichung der Klimaziele sinnvoll, erneuerbare Gase aus \n\ndem Ausland in grösseren Mengen zu importieren und die Emissionsre-\n\nduktion in der Schweiz anzurechnen. \n\nBegründung der abweichenden Meinung: Es kommt darauf an, wie \n\nhoch die Ziele gesteckt werden. Die anderen Länder sind auch auf  \n\nerneuerbare Gase angewiesen, um hohe Klimaziele zu erfüllen. Eine \n\nNutzung durch die Schweiz wäre unsolidarisch und entspricht nicht \n\ndem Konzept der 2000 Watt Gesellschaft.  \n\n5 2 2 \n\n9. Wieviel erneuerbare Gase in Zukunft in die Schweiz importiert werden \n\nhängt von der Zahlungsbereitschaft der Schweizer Endkunden und  \n\nvon politischen Entscheiden im In- und Ausland ab. \n\n9 0 0 \n\n10. Die Produktion von erneuerbaren synthetischen Gasen wird an vielen \n\nausländischen Standorten billiger sein als in der Schweiz. \n\n9 0 0 \n\n11. Die Marktpreise von erneuerbaren Gasen aus der Schweiz sind auch \n\nkünftig tendenziell höher als erneuerbare Gase aus dem Ausland.  \n\nBegründung für Enthaltungen: Kann nicht beurteilen, wie Preisverhält-\n\nnisse in Zukunft sein werden.   \n\nBegründung für das Nein: Erneuerbare Gase werden je länger je mehr \n\nein knappes Gut, damit werden auch die Preise aus dem Ausland stei-\n\ngen und sich an die inländischen Preise angleichen. \n\n10 1 2 \n\n \n\n \n\nQuellen: \n\n— acatech (2015): Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050: Technologien –  \n\nSzenarien – Systemzusammenhänge. Deutsche Akademie der Technikwissenschaften. \n\n— Agora (2018): Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe.  \n\n— BFE (2012): Prognos, Die Energieperspektiven für die Schweiz 2050 \n\n— BFE (2018): Gesamtenergiestatistik 2017 \n\n— BFE (2018): Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2017 \n\n— EMPA und PSI (2019): Potenzialanalyse Power-to-Gas in der Schweiz. Betrachtungen zu \n\nTechnologien, CO2, Standorten, Elektrizität, Wirtschaftlichkeit und Einsatz in der Mobilität. \n\nIm Auftrag des Bundesamtes für Umwelt.  \n\n— Energie 360° und PSI (2017): Power to Gas: Direkte Methanisierung von Biogas im Werd-\n\nhölzli. Präsentation von Andreas Kunz (Energie 360°) und Dr. Tilmann Schildhauer (PSI) \n\nan den HSR Expertengesprächen am 12. Januar 2017.  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 88 \n \n\n \n\n— Fraunhofer ISI, IKEM und Fraunhofer IEE (2019): Monitoring der Direktvermarktung.  \n\nQuartalsbericht 12/2018. Erstellt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und \n\nEnergie.  \n\n— IET (2014): Institut für Energietechnik der Hochschule für Technik Rapperswil. Potential \n\nfür überschüssige erneuerbare Energie in der Schweiz. Autor: Colin Cianelli.  \n\n— Meier et al. (2017): Meier, B.; Ruoss, F.; Friedl, M.: Investigation of Carbon Flows in Swit-\n\nzerland with the Special Consideration of Carbon Dioxide as a Feedstock for Sustainable \n\nEnergy Carriers. Energy Technology 2017: 5, S. 864-876.  \n\n— SVGW (2017): Schweizerischer Verein des Gas- und Wasserfaches, Das Erdgasnetz  \n\nder Zukunft. Präsentation von Dr. Carrea an der Pusch Gemeindetagung vom 25.08.2017.  \n\n— ZHAW (2018), Perspektiven von Power-to-Gas in der Schweiz \n\n \n\nc) Was sagen Studien zum Einsatz von erneuerbarem Gas?  \n\n Deutschland \n\n— In Deutschland hat es in den letzten Jahren zahlreiche Studien gegeben, welche die Ent-\n\nwicklung des Energiesystems in Szenarien modelliert haben. In einer Metastudie wurde ver-\n\nglichen, wie erneuerbaren Gase in diesen Szenarien eingesetzt werden (Forschungsradar \n\nEnergiewende 2018). \n\n— In den analysierten Trendszenarien und in den Szenarien mit einer CO2-Reduktion bis und \n\nmit 80% kommen erneuerbare synthetische Gase auch im Jahr 2050 nicht zum Einsatz \n\n(Fraunhofer ISI/Consentec/ifeu 2017: Basisszenario, BCG/Prognos 2018: Referenzpfad und \n\nKlimapfad 80%) oder kaum (Nitsch 2017: Trend-Szenario). \n\n— Hingegen wird erneuerbaren synthetischen Gasen in den Szenarien mit höheren Klimazie-\n\nlen eine wichtige Rolle beigemessen. Die untersuchten Szenarien unterscheiden sich dabei \n\nstark in den notwendigen Mengen (200 bis 800 TWh pro Jahr) und im vorgesehenen Einsatz:  \n\n— Einsatz für Strom: in fast allen Szenarien \n\n— Einsatz in der Industrie: in fast allen Szenarien (energetisch und/oder stofflich) \n\n— Einsatz für Verkehr: in fast allen Szenarien werden Gasfahrzeuge dort eingesetzt, wo eine \n\nElektrifizierung nicht möglich ist \n\n— Einsatz für Wärme: in gewissen Szenarien werden gar keine erneuerbaren synthetischen \n\nGase im Wärmesektor eingesetzt, in anderen von unbedeutend bis relevant (Enervis 2017) \n\n— Die Szenarien unterscheiden sich auch im Einsatz von Wasserstoff versus Methan, in der \n\nHerkunft des CO2, in der notwendigen Kapazität von Gaskraftwerken (von ähnlich wie heute \n\nbis sehr viel mehr) und im Anteil Import der erneuerbaren Gase (0 bis 100%). Geringere \n\nKosten für erneuerbaren Strom an dafür geeigneten Standorten inner- und ausserhalb Eu-\n\nropas könnten Importe wirtschaftlich attraktiv machen.  \n\n \n\n Schweiz \n\nEnergieperspektiven 2012: In den Energieperspektiven spielen die erneuerbaren syntheti-\n\nschen Gase in den Szenarien «Weiter wie bisher» und «politische Massnahmen» keine Rolle, \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 89 \n \n\n \n\nin der «neuen Energiepolitik», dessen Ziel dem «Basisziel» dieses Projektes entspricht (siehe \n\nVorwort), wird nur Wasserstoff in kleinen Mengen mit berücksichtigt.  \n\nWeitere Studien 2011 bis 2013: Das Paul Scherrer Institut hat im Jahr 2014 damals vorhan-\n\ndene Energieszenarien miteinander verglichen (PSI 2014a). Dazu gehören neben den Ener-\n\ngieperspektiven 20 weitere Szenarien von VSE (2012), ETH/ESC (2011), Greenpeace (2013), \n\nCleantech (2013), SCS (2013), PSI (2012) und PSI (2013). Gemäss dieser Übersichtsstudie \n\nsieht nur das Greenpeace Szenario den Einsatz von Power-to-Gas vor. Hier wird angenom-\n\nmen, dass 2,5 GW Leistung Elektrolyseure mit einer Betriebsdauer von 4'000 Volllaststunden \n\neingesetzt werden, vor allem um Wasserstoff für den Verkehr und die Industrie herzustellen.  \n\nPSI Energie-Entwicklungspfade 2014: Das PSI (2014b) hat in seinen Pfaden unter anderem \n\nein Reduktionsszenario (-60% CO2 im Jahr 2050 gegenüber 2010) abgebildet. Darin wird Erd-\n\ngas im Bereich Haushalt-Wärme und Dienstleistungen gar nicht mehr eingesetzt, sondern im \n\nIndustriesektor und zur Herstellung von Wasserstoff, welcher dann im Transportsektor genutzt \n\nwird. Ein Einsatz von Power-to-Gas ist nicht vorgesehen.  \n\nETH & PSI 2016: Diverse Institute der ETH zusammen mit dem PSI haben 2016 Szenarien \n\nmodelliert, in denen sie den möglichen Einsatz von Kleinst-BHKW mit Biogas (aus feuchter \n\nBiomasse und aus Holz) analysieren. Zwei der Szenarien sind Reduktionsszenarien (-70% CO2 \n\nim Jahr 2050 gegenüber 2010). Je nach Szenario macht Biogas im Jahr 2050 2 bis 4% der \n\nStromproduktion aus. Ein Einsatz von Power-to-Gas ist nicht vorgesehen.  \n\nDiaz, van Vliet und Patt 2017: Forscher der ETH haben drei Szenarien entwickelt: a) CO2-\n\nintensiv, b) die Schweizer Energiestrategie, welche die Autoren als Gas-Brückentechnologie-\n\nSzenario bezeichnen und c) ein 100% Erneuerbaren Szenario. Im Erneuerbaren Szenario wird \n\nneben einem Erneuerbaren-Ausbau in der Schweiz Strom aus Offshore-Anlagen in der Nord-\n\nsee und aus Solarwärmekraftwerken (CSP) in Marokko importiert. Power-to-Gas ist in keinem \n\nSzenario vorgesehen.  \n\nPanos und Kannan 2018: Forscher des PSI haben 2018 zwei Szenarien publiziert, neben \n\neinem Baseline Szenario auch ein Reduktionsszenario (-85% CO2 im Jahr 2050 im Vergleich \n\nzu 1990). In beiden Szenarien werden Gas- und Dampfkraftwerke gebaut. Ähnlich wie in den \n\ndeutschen Szenarien wird Power-to-Gas nur im Reduktionsszenario konkurrenzfähig und da-\n\nher auch nur dort eingesetzt. 28% des variablen erneuerbaren Stroms im Sommer wird in Was-\n\nserstoff umgewandelt. Der Wasserstoff wird nur wenig direkt genutzt (im Gasnetz und ein wenig \n\nmethanisiert), sondern primär saisonal verschoben und dann für stationäre Zwecke und Mobi-\n\nlität eingesetzt.  \n\nInstitut für Energietechnik 2018: Das Institut für Energietechnik (IET 2018) hat auf der Basis \n\ndes Szenarios «neue Energiepolitik» ein abgeändertes «IET Szenario» entwickelt. Dies basiert \n\nauf der Annahme, dass 2050 10% des Strassenverkehrs gasbasiert ist und dieses Gas mit \n\nPower-to-Gas hergestellt werden soll. Die erneuerbare Stromproduktion in der Schweiz wird \n\ndaher so erhöht, dass dies konstant über das Jahr möglich ist (8100 Volllaststunden). Die \n\ndadurch entstehenden Überschussmengen im Sommer werden zusätzlich auch zur Gaspro-\n\nduktion genutzt und im Winter in Gas- und Dampfkraftwerken zur Produktion von Strom und \n\nWärme genutzt.  \n\nForum Energiespeicher Schweiz 2018: Das Forum Energiespeicher hat Möglichkeiten unter-\n\nsuchen lassen, die saisonalen Schwankungen und Differenzen in Produktion und Nachfrage \n\nauszugleichen. Die Studie zeigt, dass für den Ausgleich neben Speichern auch Umwandlungs-\n\ntechnologien, Massnahmen bei der Energieerzeugung, flexible Nutzung von Energie sowie Im-\n\nport und Export von Energie wichtig sind. Sie sehen bei hohen Klimazielen den Einsatz von \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 90 \n \n\n \n\nPower-to-X Anlagen, wenn direkte elektrische Anwendungen nicht möglich oder unvorteilhaft \n\nsind, zum Beispiel im Flugverkehr oder im Güterfernverkehr. Sie favorisieren folgende Reihen-\n\nfolge der Flexibilitätsoptionen bis 2050: 1) Energiehandel mit Nachbarländern, 2) Einsatz Gas-\n\nkraftwerke bei weniger ambitionierten Klimazielen und 3) Power-to-X sowie saisonale Gasspei-\n\ncherung bei hohen Zielen und hohem Autarkieziel.  \n\nSCCER Joint Activity Scenarios and Modelling 2019: Gianfranco Giudati, Leiter der SCCER \n\nJoint Activity zur Energiesystem-Modellierung hat die zentralen Annahmen eines künftigen \n\nEnergiesystems (vor allem Preise) variiert und mit einem stochastischen Ansatz das Energie-\n\nsystem hunderte Male modelliert. Die Resultate zeigen, dass Photovoltaik, Wärmepumpen und \n\nElektromobilität in jedem Fall eingesetzt werden. Saisonale Speicherung mit Gas wird stärker \n\neingesetzt, je höher das Klimaziel ist; wenn Stromimporte nicht möglich sind, keine Geothermie \n\nmöglich ist und die Staumauern nicht erhöht werden können. Die Unsicherheiten über den \n\nEinsatz sind viel grösser als bei anderen Technologien. Dies zeigt, dass der Einsatz stärker \n\nals andere von der entsprechenden Preiskonstellation abhängig ist.  \n\nFrontier Economics and RWTH Aachen 2019: Im Auftrag der Gasbranche wurde der Wert \n\nder Gas-Infrastruktur für ein klimaneutrales Europa in acht Ländern untersucht. Die Studie \n\nschätzt, dass die weitere Verwendung der Gas-Infrastruktur in der Schweiz 1.3 bis 1.9 Mia. \n\nEuro einspart im Vergleich zu einer grösstenteils elektrifizierten Variante. Die Studie ist intrans-\n\nparent bezüglich Methode und Annahmen und genügt der wissenschaftlichen Anforderung der \n\nÜberprüfbarkeit daher nicht. Die Einsparungen im Bereich Raumwärme entstehen, weil weni-\n\nger Wärmepumpen und Elektroheizungen gekauft werden müssen, Gebäude nicht gedämmt \n\nwerden müssen, Radiatoren für die Wärmepumpen nicht durch Bodenheizungen ersetzt wer-\n\nden müssen und die Heizkosten mit erneuerbarem Gas künftig tiefer sind als mit Strom. Sie \n\nweisen jedoch dazu fast keine quantitativen Grundlagen aus, die sich auf ihre Plausibilität über-\n\nprüfen liessen. Auch zeigen die Autoren nicht auf, wie das Potenzial an erneuerbarem synthe-\n\ntischem Gas zu künftigen Preisen von 11-13 Rp./kWh bei europaweit wenig oder ungedämmten \n\nGebäuden ausreicht, um das anvisierte klimaneutrale Europa zu versorgen.  \n\n  \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Erneuerbare synthetische Gase spielen erst bei sehr hohen Klimaschutz-\n\nzielen eine wichtige Rolle im Energiesystem für ausgewählte Verwen-\n\ndungszwecke.  \n\nBegründung Enthaltung: Da die ökonomische Dimension auch zählt, ist \n\nes nicht sinnvoll, die Verwendungszwecke allzu sehr einzuschränken. \n\n8 0 1 \n\n2. Da im Wärmesektor am meisten bewährte Alternativen bestehen, ist der \n\ndirekte Einsatz von erneuerbaren Gasen für Raumwärme (ohne WKK) in \n\nder Regel zur Erreichung der Klimaziele nicht sinnvoll.   \n\n9 0 0 \n\n3. Der Einsatz von erneuerbaren synthetischen Gasen in wärmegeführten \n\nWärme-Kraft-Kopplungs-Anlagen (Raumwärme und Strom) ist zur Errei-\n\nchung der Klimaziele sinnvoll.  \n\nBegründung für Nein: Nein, weil es deutlich klimafreundlicher ist, erneu-\n\nerbare synthetische Gase im GuD zu nutzen und den Strom für Wärme-\n\npumpen einzusetzen. Typischerweise deckt die Wärme aus einem WKK \n\nnur die Grundlast ab, also ca. 40% des Wärmebedarfs. Der übrige Bedarf \n\nmuss zusätzlich gedeckt werden, dies geschieht klassischerweise fossil. \n\nNein, weil erneuerbare Gase zu teuer sein werden, um den ganzen Win-\n\nter damit zu heizen.   \n\n10 2 0 \n\n4. Der Einsatz von erneuerbaren Gasen zur Produktion von Strom (ohne \n\nRaumwärme) ist zur Erreichung der Klimaziele sinnvoll. \n\n11 0 2 \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 91 \n \n\n \n\n \n\nQuellen: \n\n— BCG/Prognos (2018): Klimapfade für Deutschland  \n\n— BFE (2012): Anhang iii – Die Energieperspektiven für die Schweiz bis 2050. Technical re-\n\nport, Auftragnehmer: Prognos.  \n\n— Cleantech (2013): Energiestrategie – Richtig rechnen und wirtschaftlich profitieren, auf \n\nCO2-Zielkurs. Technical Report Version 3.1, swisscleantech. Bern.  \n\n— Diaz, van Vliet und Patt 2017: Do we need gas as a bridging fuel? A case study of the \n\nelectricity system of Switzerland. Energies 2017, 10, 861.  \n\n— ETH/ESC (2011): Energy Science Center: Energiezukunft Schweiz. Technical Report. No-\n\nvember 2011.  \n\n— ETH/PSI (2016): System modelling for assessing the potential of decentralized biomass-\n\nCHP plants to stabilize the Swiss electricity network with increase fluctuating renewable \n\ngeneration. Im Auftrag des Bundesamtes für Energie.  \n\n— Forschungsradar Energiewende (2018): Metaanalyse. Die Rolle erneuerbarer Gase in der \n\nEnergiewende, März 2018 \n\n— Forum Energiespeicher Schweiz (2018): Fokusstudie «Saisonale Flexibilisierung einer \n\nnachhaltigen Energieversorgung der Schweiz».  \n\n— Fraunhofer ISI/Consentec/ifeu/BMWi (2017): Langfristszenarien für die Transformation des \n\nEnergiesystems in Deutschland \n\n— Frontier Economics and RWTH Aachen (2019): The value of gas infrastructure in a climate \n\nneutral Europe. A study based on eight European countries. Im Auftrag diverser Unterneh-\n\nmen der Gasbranche.  \n\n— Greenpeace (2013): Energy [r]evolution. Technical report. Greenpeace International, \n\nGreenpeace Schweiz, Global Wind Energy Council, European Renewable Energy Council, \n\nNovember 2013.  \n\n— IET (2018): Institut für Energietechnik der Hochschule für Technik Rapperswil. Simulation \n\nIET Energieszenario 2035/2050.   \n\n— Nitsch (2017): Nitsch, J.: Erfolgreiche Energiewende nur mit verbesserter Energieeffizienz \n\nund einem klimagerechten Energiemarkt – Aktuelle Szenarien 2017 der deutschen Energie-\n\nversorgung  \n\n— Panos und Kannan (2018): Panos, E. und Kannan, R.: Challenges and Opportunities for the \n\nSwiss Energy System in Meeting Stringent Climate Mitigation Targets. In G. Giannakidis et \n\nal. (eds.), Limiting Global Warming to Well Below 2 °C: Energy System Modelling and Policy \n\nDevelopment, Lecture Notes in Energy 64. \n\n— PSI (2012): Transformation strategies towards a sustainable Swiss energy system – an en-\n\nergy-economic scenario analysis \n\n— PSI (2013): Energie-Spiegel – Die Neue Schweizer Energiepolitik: Woher kommt der Strom? \n\nTechnical Report 21.  \n\n— PSI (2014a): Review of Swiss Electricity Scenarios 2050. Report prepared for the Group \n\nEnergy Perspectives and the Swiss Competence Center for Energy Research “Supply of \n\nElectricity” (SCCER SoE).  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 92 \n \n\n \n\n— PSI (2014b): Switzerland Energy Transition Scenarios – Development and Application of \n\nthe Swiss TIMES Energy System Model (STEM). final Project Report December 2014. \n\n— SCCER (2019): Saisonale Speicheroptionen in der Szenariomodellierung. Gianfranco Giu-\n\ndati, ETH Zürich. Power-to-Gas Expertinnen– und Expertengespräche am 12. März 2019 \n\nan der HSR. \n\n— SCS (2013): SCS Energiemodell. Technical Report 1.2, Supercomputing Systems AG, Zü-\n\nrich, Jun 2013. Model Version v1.4. \n\n— VSE (2012): Wege in die neue Stromzukunft. Technical report, Verband Schweizerischer \n\nElektrizitätsunternehmen, Aarau. \n\n \n\nd) Wie können erneuerbare synthetische Gase hergestellt und eingesetzt werden?  \n\nEs gibt unzählige theoretische Möglichkeiten, wie und wo synthetische erneuerbare Gase her-\n\ngestellt werden, in welcher chemischen Form sie genutzt werden, ob und wie sie gespeichert \n\nund schliesslich genutzt werden. Als grobe Auslegeordnung werden in diesem Kapitel die Ele-\n\nmente der Power-to-Gas Kette dargestellt und bewertet.  \n\n \n\nOptionen Standort  Bewertung \n\nbei Stromquelle: im Fokus stehen \n\nWasserkraftwerke, da diese tiefe Kos-\n\nten und hohe Volllaststunden auswei-\n\nsen \n\n− Vorteil: Kostenersparnis, da kein Netzentgelt für Strombezug \n\n− Vorteil Wasserkraft: hohe Volllaststunden möglich, dann aber auch Nach-\n\nteil: klar geringerer systemischer Beitrag \n\n− Nachteil: Aufwand und Kosten für CO2-Bereitstellung falls inklusive Me-\n\nthanisierung und falls keine CO2-Quelle in unmittelbarer Nähe ist \n\nbei CO2-Quelle: in Frage kommen für \n\nkleinere Anlagen Biogas- und Kläranla-\n\ngen, für grössere Anlagen Kehrichtver-\n\nbrennungsanlagen und Zementwerke \n\n− Vorteil: durch Netznutzung unabhängig von einzelnen Kraftwerken  \n\n− Vorteil bei Biogasanlagen: direkte Methanisierung des rohen Biogases \n\nmöglich \n\n− Nachteil: zusätzliche Kosten durch Netzentgelt \n\n− Nachteil bei KVA und Zementwerken: bei grossen Anlagen ev. zusätzli-\n\nche Kosten durch Ausbau Stromnetz \n\n− Nachteil bei Biogasanlagen: Grösse der Anlage durch verfügbares CO2 \n\nlimitiert \n\nbei Strom- und CO2-Quelle: Kehricht-\n\nverbrennungsanlagen  \n− Vorteil: Kostenersparnis, da kein Netzentgelt  \n\n− Vorteil: wenig Aufwand und Kosten für CO2-Bereitstellung \n\n− Nachteil: bei grossen Anlagen ev. zusätzliche Kosten durch Ausbau \n\nStromnetz \n\nTabelle 17: Optionen bezüglich des Standorts der Produktion, Quelle: Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 93 \n \n\n \n\nOptionen Nutzung Strom   Bewertung \n\nNur erneuerbarer  \n\nÜberschussstrom15 \n− Vorteil: aus systemischer Sicht Reduktion von Treibhausgasen und \n\ndadurch Beitrag zu Klimazielen \n\n− Nachteil: geringes Potenzial, da kaum verfügbar \n\n− Nachteil: teuer, da nur sehr wenige Stunden und daher sehr hohe Kapi-\n\ntalkosten pro kWh \n\nNur erneuerbarer Zusatzstrom16:  \n\nBedingung für Zusatzstrom ist der \n\nstarke Zubau von Photovoltaik, um  \n\nu.a. im Sommer Zusatzstrom für die \n\nsaisonale Speicherung zu generieren  \n\n− Vorteil: aus systemischer Sicht Reduktion von Treibhausgasen und \n\ndadurch Beitrag zu Klimazielen \n\n− Nachteil: teuer, da Kurzzeitspeicher eingesetzt werden müssen, um den \n\nanfallenden Zusatzstrom über den Tag zu glätten (Alternative ohne Kurz-\n\nzeitspeicher wäre auch teuer, weil dies weniger Betriebsstunden ergäbe) \n\nGenerell erneuerbarer Strom − Vorteil: ermöglicht hohe Volllaststunden und damit günstigere Produktion  \n\n− Nachteil: aus systemischer Sicht keine Reduktion von Treibhausgasen \n\nund dadurch kein Beitrag zu Klimazielen \n\nTabelle 18: Optionen bezüglich der Nutzung des Stroms Quelle: Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes \n\n \n\nOptionen Speicherung   Bewertung \n\nDirekte Nutzung: Das Gas wird nicht  \n\noder nur über ein paar Tage gespei-\n\nchert und direkt genutzt vom Gasnetz  \n\noder von Tankstellen aus.  \n\n− Vorteil: geringe Kosten, da Speicherung und Transport entfällt  \n\n− Vorteil: direkter Ersatz von fossilem Erdgas und damit Beitrag zu Klima-\n\nzielen («saisonale Substitution») \n\n− Nachteil: kein Beitrag zur Deckung Energiebedarf im Winter  \n\nPhysische Speicherung: Das Gas wird \n\nphysisch saisonal gespeichert. In Frage \n\nkommen ehemalige Erdgaslagerstätten \n\n(Porenspeicher) oder vergleichbare  \n\ngeologische Situationen (Aquifere).  \n\nDa solche in der Schweiz nicht zur Ver-\n\nfügung stehen, würde eine saisonale \n\nSpeicherung im Ausland erfolgen.  \n\n− Kommentar: besonders nötig, wenn fossiles Gas im Sommer bereits voll-\n\nständig substituiert wurde  \n\n− Vorteil: Beitrag zur Deckung Energiebedarf im Winter  \n\n− Nachteil: hohe Kosten, die für Transport und Speicherung anfallen  \n\nInternationaler Ausgleich: Es ent-\n\nsteht ein globaler Markt und das erneu-\n\nerbare synthetische Gas für den euro-\n\npäischen Winter wird in anderen Welt-\n\nregionen hergestellt und nach Europa \n\ntransportiert. \n\n− Vorteil: Beitrag zur Deckung Energiebedarf im Winter \n\n− Vorteil: geringere Kosten durch Produktion im Ausland  \n\n− Nachteil: Abhängigkeit des Auslands \n\n \n\nTabelle 19: Optionen zur Speicherung, Quelle: Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes \n\n \n\nOptionen Nutzung Gas   Bewertung \n\nAlle Verwendungszwecke übers Netz: \n\nNetzeinspeisung und Nutzung potenzi-\n\nell für alle Verwendungszwecke: \n\nRaumwärme, Prozesswärme und stoff-\n\nliche Nutzung  \n\n− Vorteil: direkter Ersatz von fossilem Erdgas und damit Beitrag zu Klima-\n\nzielen («saisonale Substitution») \n\n− Nachteil: falls Netzentwicklung und Nutzung undifferenziert erfolgt, er-\n\nschwert dies die Erreichung der Klimaziele (Einsatz in Bereichen mit Al-\n\nternativen führt zu Mangel in den anderen Bereichen)  \n\n− Kommentar: ökologische Potenziale aus der Schweiz reichen nicht aus, \n\num alle bisherigen Nutzungen zu decken \n\n \n15 Strom, der nahezu gratis ist und im Energiesystem nicht verwendet werden würde, wenn er nicht für Power -to-Gas eingesetzt werden \n\nwürde. Erneuerbar ist er, wenn die inländische erneuerbare Produktion höher liegt als die inländische Nachfrage. \n\n16 Zusätzlich zugebaute erneuerbare Stromproduktion zur Umwandlung in erneuerbares Gas. Damit dieser Einsatz zur Erreichung der \n\nKlimaziele sinnvoll ist, muss dies zusätzlich zur neu zugebauten Stromproduktion sein, welche d ie Sektoren Wärme und Transport \n\nelektrifiziert. Dieser Zusatzstrom ist teurer als der Überschussstrom. \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 94 \n \n\n \n\nFokus Winterstrom: \n\n− kleinere bis grosse Gas- und \n\nDampfkraftwerke in der Schweiz  \n\noder im grenznahen Ausland für \n\nStromproduktion (GuD) \n\n− Produktion von Strom und Wärme \n\ndezentral in Städten und Gemein-\n\nden oder sogar in einzelnen  \n\nGebäuden (GuD, BHKW oder \n\nBrennstoffzellen)  \n\n− Vorteil: hoher Beitrag zu den Klimazielen, da langfristig systemisch dort \n\neingesetzt, wo es kaum Alternativen gibt \n\n− Nachteil: bedarf saisonaler Speicherung  \n\n− Nachteil: ausschliessliche Nutzung für Winterstrom führt zu grossen Her-\n\nausforderungen in Bereitstellung sehr grosser Mengen Gas zu sehr inter-\n\nmittierenden Zeiten  \n\n− Nachteil: heute Zahlungsbereitschaft nicht gegeben \n\nFokus Prozesswärme  − Vorteil: hoher Beitrag zu den Klimazielen, da langfristig systemisch dort \n\neingesetzt, wo es kaum Alternativen gibt \n\n− Nachteil: bedarf teilweise saisonaler Speicherung \n\n− Kommentar: heute Zahlungsbereitschaft nicht gegeben \n\nFokus Mobilität: Nutzung von  \n\nMethan oder Wasserstoff für Mobilität \n\nan Tankstellen \n\n− Vorteil: höhere Erträge möglich da höhere Zahlungsbereitschaft als bei \n\nden anderen Nutzungen (siehe Kapitel 3.1d), oder auch Tabelle 21 oder \n\nEMPA und PSI 2019) \n\n− Vorteil Wasserstoff: ermöglicht flexiblere und effizientere Produktion des \n\nerneuerbaren Gases, da Methanisierung mit CO2-Beschaffung nicht nötig \n\nist \n\n− Nachteil: bedarf Aufbau eines Tankstellennetzes, Aufwand im Fall Was-\n\nserstoff besonders gross, es sind in der Schweiz erst lokale Pilotprojekte \n\nangedacht \n\nTabelle 20: Optionen zur Nutzung, Quelle: Einschätzung der Akteursgruppe des Projektes  \n\n \n\nDie verschiedenen Nutzungsoptionen wirken sich unterschiedlich auf das Verteilnetz aus. Wird \n\nerneuerbares synthetisches Gas für alle Verwendungszwecke ins Netz eingespeist, wird das \n\nVerteilnetz am wenigsten beeinflusst. Bei einer Fokussierung auf Winterstrom, Prozesswärme \n\noder Mobilität bedarf es eines viel geringer ausgedehnten Verteilnetzes als heute.  \n\n \n\nTabelle 21: Maximale Wasserstoffkosten für unterschiedliche Absatzmärkte (BMVI 2014) \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 95 \n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Sicht Endzustand: Der grösste systemische Beitrag an den Klimaschutz \n\nwird erzielt, wenn Überschuss- oder Zusatzstrom verwendet wird und \n\ndas Gas saisonal gespeichert wird.  \n\nBegründung für abweichende Meinung: Nein, weil die saisonale Spei-\n\ncherung alleine keinen systemischen Beitrag liefert. Relevant sind die \n\nVerwendungszwecke.  \n\n7 1 1 \n\n2. Die niedrigsten Kosten werden erreicht, wenn viele Volllaststunden er-\n\nzielt werden können und das Gas nicht saisonal gespeichert werden \n\nmuss. \n\n8 0 0 \n\n3. Bei Power-to-Gas Anlagen besteht ein direkter Zielkonflikt zwischen \n\nWirtschaftlichkeit und Beitrag an den Klimaschutz.  \n\nBegründung für abweichende Meinung: Enthaltung, da die Aussage für \n\nsich alleine nicht verständlich ist. Die meisten sind einverstanden, dass \n\nerneuerbare synthetische Gase aus Wirtschaftlichkeits-Überlegungen \n\ndort eingesetzt werden, wo es aus systemischer Klimasicht nicht ideal \n\nist. Zusätzlicher Grund für 1 Enthaltung: Es gibt keinen Zusammenhang \n\nzwischen tiefen Kosten und Beitrag an den Klimaschutz. \n\n4 0 5 \n\n4. Zur Verwendung der erneuerbaren synthetischen Gase gelten die zent-\n\nralen Aussagen zur Verwendung von Biogas analog. Deswegen gelten \n\nfolgende Aussagen für erneuerbare Gase (Biogas und synthetisch zu-\n\nsammen). Für Begründungen zu unterschiedlichen Meinungen siehe \n\nanaloge Abstimmungen zu Biogas in Kapitel 2.2d). \n\n   \n\na. Wo zukünftig wieviel erneuerbare Gase eingesetzt werden, hängt \n\nvon vielen Faktoren ab wie der Zahlungsbereitschaft, den jeweili-\n\ngen Alternativen und den politischen Rahmenbedingungen. \n\n9 0 0 \n\nb. Die mangelnde Verfügbarkeit von alternativen Energieträgern \n\nspricht bei hohen Klimazielen dafür, erneuerbare Gase für  \n\n− Prozesswärme in der Industrie,  \n\n− den Güterverkehr,  \n\n− die Strom- und Wärmeproduktion im Winter (WKK, wärme-\n\ngeführt), oder \n\n− die Stromproduktion bei Dunkelflauten (GuD, stromgeführt)  \n\n− die Raumwärme (ohne Stromproduktion) \n\neinzusetzen. \n\n \n\n \n\n9 \n\n7 \n\n3 \n\n \n\n8 \n\n1 \n\n \n\n \n\n0 \n\n1 \n\n1 \n\n \n\n0 \n\n7 \n\n \n\n \n\n0 \n\n1 \n\n5 \n\n \n\n1 \n\n1 \n\nc. Ohne weitere politische Weichenstellungen spricht die Zahlungsbereit-\n\nschaft dafür, dass erneuerbare Gase vor allem in Haushalten und im \n\nPersonenverkehr eingesetzt werden.  \n\nBegründung für Enthaltungen: Bei erneuerbaren synthetischen Gasen \n\nfehlen Grundlagen für Aussagen.  \n\n3 1 5 \n\nd. Der Absatz von erneuerbaren Gasen in Märkten mit hoher  \n\nZahlungsbereitschaft trägt zum Erhalt und Bau von Produktions- \n\nanlagen bei.  \n\n8 1 0 \n\ne. Die starke Reduktion des Gasabsatzes (Erdgas und erneuerbare Gase \n\nzusammen) gemäss Szenario NEP stellt die heutige Ausdehnung der lo-\n\nkalen Verteilnetze im Jahr 2050 in Frage.  \n\n9 0 0 \n\nf. Die Netze in Gebieten mit tiefer Energiedichte und tiefen  \n\nTemperaturen werden nicht erneuert \n\n8 1 0 \n\ng. Das Verteilnetz wird beim ausschliesslichen Einsatz erneuerbarer Gase \n\neine deutlich geringere Ausdehnung haben als heute. \n\n6 3 2 \n\n \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 96 \n \n\n \n\nQuellen: \n\n— Agora (2018): Die zukünftigen Kosten strombasierter synthetischer Brennstoffe.  \n\n— BMVI (2014): Power-to-Gas (PtG) im Verkehr: Aktueller Stand und Entwicklungsperspekti-\n\nven.  \n\n— EMPA und PSI (2019): Potenzialanalyse Power-to-Gas in der Schweiz. Betrachtungen zu \n\nTechnologien, CO2, Standorten, Elektrizität, Wirtschaftlichkeit und Einsatz in der Mobilität. \n\nIm Auftrag des Bundesamtes für Umwelt.  \n\n— Energie 360° und PSI (2017): Power to Gas: Direkte Methanisierung von Biogas im Werd-\n\nhölzli. Präsentation von Andreas Kunz (Energie 360°) und Dr. Tilmann Schildhauer (PSI) an \n\nden HSR Expertengesprächen am 12. Januar 2017.  \n\n— IET (2014): Institut für Energietechnik der Hochschule für Technik Rapperswil. Potential für \n\nüberschüssige erneuerbare Energie in der Schweiz. Autor: Colin Cianelli.  \n\n— Park (2017): Park, C.; Bigler, F.; Knazkins, V.; Kienzle, F.: Feasibility analysis of the power-\n\nto-gas concept in the future Swiss distribution grid. CIRED Open Access Proc. J., Vol. 2017, \n\nIss. 1, S. 1768-1772. \n\n— Swisspower (2017): 100 Power-to-Gas Anlagen in der Schweiz. Swisspower, Thomas \n\nPeyer. Präsentation anlässlich der Power-to-Gas Expertengespräche am 12. September \n\n2017.   \n\n  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 97 \n \n\n \n\n4. Verteilnetzszenarien  \n\na) Welche Verteilnetz-Szenarien sind mit welchen Klimazielen konsistent?  \n\nFortschreitende CO2-Emissionsreduktionen werden in Abbildung 46 möglichen Längen des \n\nNiederdruck-Verteilnetzes gegenübergestellt. Dabei wird für das Verteilnetz eine grosse Band-\n\nbreite aufgespannt, von einem rechnerischen Ausbau (> 120% der heutigen Länge, rechts) bis \n\nzu keinem Verteilnetz (0%, ganz links).  \n\n \n\n \n\nAbbildung 46: Gegenüberstellung von zunehmenden CO2-Reduktionen und möglichen Ausdehnungen des Verteilnetzes. \n\nFarben: grau sind inkonsistente Szenarien, grün konsistente Szenarien.  Quelle: Eigene Darstellung  \n\n \n\nDabei wurden vier Szenarien identifiziert, die als nicht konsistent eingestuft wurden:  \n\n— «ambitionierter Klimaschutz mit ähnlich langem Netz wie heute»: Emissionsreduktio-\n\nnen von -80 bis -100% CO2 sind mit dem heutigen Verteilnetz nicht konsistent. Ein solches \n\nReduktionsziel lässt sich durch eine starke Reduktion der Erdgas-Absatzmenge, sehr hohen \n\nAnteilen erneuerbarer Gase oder eine Kombination der beiden Massnahmen erreichen. \n\nBeide Massnahmen führen zu einer relevanten Verteuerung der Gas-Lösungen. Ein generell \n\nabnehmender Absatz führt dazu, dass die Netzkosten für die verbleibenden Bezüger stei-\n\ngen. Erneuerbare Gase sind klar teurer als Erdgas. Damit nimmt tendenziell die Konkur-\n\nrenzfähigkeit der Gas-Lösungen ab. Zudem werden zur Erreichung der Emissionsreduktio-\n\nnen in Gebieten mit hoher Energiedichte Verbunde mit primär erneuerbaren Energien ent-\n\nstehen. Es ist daher sehr unwahrscheinlich, dass sich das Gasnetz in seiner heutigen Länge \n\nlangfristig halten kann.  \n\n— «Minus 60%-Emissionen mit wachsendem Netz»: Hier gelten analog die Argumente des \n\noben beschriebenen Szenarios.  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 98 \n \n\n \n\n— «Heizöl-Stopp»: Eine Reduktion der CO2-Emissionen um rund 60% mit ungefähr dem heu-\n\ntigen Verteilnetz würde bedeuten, dass Ölheizungen fast durchgehend durch erneuerbare \n\nEnergien ersetzt werden müssten und/oder die Mobilität einen noch stärkeren Beitrag an \n\ndie Dekarbonisierung leisten müsste als der Gebäudebereich. Es wird als inkonsistent be-\n\ntrachtet, dass so starke Massnahmen in der Schweiz umgesetzt werden, ohne dass dies \n\nauch zu einer Reduktion des fossilen Energieträgers Erdgas führen würde. Damit wiederum \n\ngilt die gleiche Argumentation wie weiter oben.  \n\n— «Heizöl statt Gas»: Emissionsreduktionen von -60% sind mit einem fast bis ganz ge-\n\nschrumpften Verteilnetz nicht konsistent. Es würde bedeuten, dass das Gas sehr stark bis \n\nganz reduziert würde, während Ölheizungen und -feuerungen immer noch relevant einge-\n\nsetzt würden, obwohl diese mehr Emissionen verursachen. Dies wird als nicht realistisch \n\neingeschätzt. Sind fossile Emissionen in einem gewissen Umfang möglich, ist Gas die effi-\n\nzientere Variante als Heizöl.  \n\n \n\nZudem wurden drei konsistente Szenarien identifiziert:  \n\n— «inländische erneuerbare Gase für spezifische Anwendungen» und «ausländische er-\n\nneuerbare Gase für viele Anwendungen»: Bei Emissionsreduktionen von -100% müssen \n\nalle Gase erneuerbar sein17. Erneuerbare Gase sind jedoch heute und in Zukunft in der \n\nProduktion deutlich teurer als Erdgas und führen daher dazu, dass vor allem in der Raum-\n\nwärme weniger Gasheizungen eingesetzt werden und daher das Verteilnetz im Vergleich zu \n\nheute schrumpft. Mit günstigem erneuerbarem Gas aus dem Ausland ist Gas länger konkur-\n\nrenzfähig, kann für die meisten anderen Verwendungszwecke eingesetzt werden und er-\n\nmöglicht damit ein nur wenig bis mittel geschrumpftes Verteilnetz. Wird auf inländische er-\n\nneuerbare Gase gesetzt, ist deren Produktion beschränkt und führt zu deutlich höheren \n\nKosten. Damit können sie langfristig nur noch für spezifische Anwendungen mit wenigen \n\nAlternativen eingesetzt wie Prozesswärme, Güterverkehr, Stromproduktion im Winter und \n\nRaumwärme in sehr dichten und «schwierigen» Gebieten. Dies führt zu einer stärkeren Still-\n\nlegung von lokalen Verteilnetzen. \n\n— «Inlandkombi für spezifische Anwendungen» und «Auslandkombi für viele Anwen-\n\ndungen»: Emissionsreduktionen von -60 oder -80% CO2 können eingeschränkte Mengen \n\nan fossilen Energieträgern eingesetzt werden. Eine Kombination von Erdgas mit erneuer-\n\nbaren Energien ist deshalb möglich. Analog zu den Szenarien mit -100% Emissionen, er-\n\nlauben dabei günstigere ausländische erneuerbare Gase, dass Gas noch für mehr Anwen-\n\ndungen und geographisch verbreiteter eingesetzt werden kann, als wenn überwiegend in-\n\nländische erneuerbare Gase eingesetzt werden.  \n\n—  «erneuerbare Gase ohne Verteilnetz»: In den ambitionierten Szenarien spielen erneuer-\n\nbare Gase eine wichtige Rolle für Prozesswärme, Güterverkehr und die Stromproduktion im \n\nWinter. Für den Transport der Gase ist ein Szenario mit wenigen verbleibenden Anteilen \n\ndes Gasnetzes denkbar, aber auch ein Szenario, in dem die erneuerbaren Gase per Last-\n\nwagen oder Container transportiert werden.  \n\n  \n\n \n17 Alternativ könnten die Emissionen kompensiert werden. Ob dies 2050 bei global scharfen Zielen noch möglich ist und wenn ja zu  wel-\n\nchen Preisen, ist heute unklar.  \n\n\n\nDie Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich / Fachbericht  \n\n \n\nSeite 99 \n \n\n \n\nZustimmung der Stakeholder-Gruppe zu zentralen Aussagen \n\nAussagen Ja Nein Enthaltung \n\n1. Das Gas-Verteilnetz (Niederdruck) in seiner heutigen Gesamtlänge ist \n\nnicht konsistent mit einer CO2-Reduktion von minus 80% oder mehr.  \n\nBegründung für Enthaltung: Die Aussage ist zu schwammig formuliert.  \n\nBegründung für Nein: Der Kausalzusammenhang ist verkürzt wiederge-\n\ngeben. Eine Reduktion der Absatzmenge entspricht nicht direkt einer \n\nReduktion der Netzlänge.    \n\n10 3 1 \n\n2. Es ist unwahrscheinlich, dass das Gas-Verteilnetz (Niederdruck) in sei-\n\nner heutigen Gesamtlänge bestehen bleibt bei einer CO2-Reduktion von \n\nminus 80% oder mehr. \n\n14 0 0 \n\n3. Klimaziele von minus 80% und mehr, kombiniert mit einer abnehmen-\n\nden Energiedichte und/oder dem Ausbau von Wärmnetzen führen zu ei-\n\nner Abnahme des Gasabsatzes und damit dazu, dass gewisse Leitun-\n\ngen nicht ersetzt werden und damit die gesamte Gas-Leitungslänge \n\nlangfristig abnimmt. \n\n14 0 0 \n\n4. Die Länge des Gas-Verteilnetzes wird davon abhängen, in welchem \n\nAusmass und zu welchen Kosten erneuerbare Gase verfügbar sein \n\nwerden und ob die Gaslösungen im Vergleich zu Alternativen konkur-\n\nrenzfähig sind. \n\n14 0 0 \n\n5. Werden erneuerbare Gase aus dem Ausland verwendet, kann Gas für \n\nmehr Anwendungen und geographisch verbreiteter eingesetzt werden, \n\nals bei überwiegendem Einsatz von inländischen erneuer-baren Gasen.  \n\nBegründung für Enthaltung: Die Aussage erzielt keinen Mehrwert, da \n\nsie lediglich aussagt, dass das Potenzial im Ausland grösser ist.  \n\n12 0 1 \n\n6. Werden die CO2-Emissonen auf null gesenkt, kann ein Gasnetz zur Ver-\n\nsorgung von gewissen Nutzungen mit erneuerbaren Gasen sinnvoll \n\nsein.  \n\n13 0 0 \n\n \n\n\n\nFolgende Organisationen empfehlen den Ratgeber als Instrument für Entscheidungen für die künftige Entwicklung der Gas-Verteilnetze: \n\nE I N  R ATG E B E R  F Ü R  G E M E I N D E N  U N D  G A S V E R S O R G E R\n\nDas\n\nversorgung\nder\n\nGasnetz\nin der\n\nEnergie-\n\nZukunft\n\n\n\nVO R WO R T3\n\nG R O S S E R  H A N D LU N G S B E DA R F4\n\n8 M A S S G E S C H N E I D E R T E  S T R AT EG I E\n\n14 E N E R G I E PL A N U N G  A L S  B A S I S\n\n18 N E T Z PL A N U N G  Z U R  KO N K R E T I S I E R U N G\n\n2 0 Z U S A M M E N A R B E I T  A L S  E R FO LG S FA K TO R\n\n2 2 B AU S T E I N E  D E R  U M S E T Z U N G\n\n3 0 H I N T E R G R U N D W I S S E N\n\nDer vorliegende Ratgeber ist ein Schlussprodukt eines zwei\njährigen Dialogprojektes zur Zukunft der Gasinfrastruktur in \nStädten und Gemeinden. Alle Fakten, Standpunkte und Quellen \nsind im Fachbericht «Die Zukunft der Gas-Infrastruktur im  \nMetropolitanraum Zürich» detailliert dokumentiert.\n\nAutoren\nSabine Perch-Nielsen und Michel Müller, EBP\n\nFinanzierung\nMetropolitankonferenz Zürich, Baslerfonds der Firma EBP, \ndie Kantone St. Gallen und Zürich sowie EnergieSchweiz. \n\nMärz 2020\n\n\n\nDie Energie- und Klimapolitik ist stark in Bewegung: Mit der Energiestrategie 2050 \nwerden Energieeffizienz und erneuerbare Energien Pfeiler unserer Energieversor-\ngung. Die Klimakonferenz in Paris Ende 2015 und der Entscheid des Bundesrats \nim August 2019, dass die Schweiz bis 2050 klimaneutral werden soll, setzen dabei \nwichtige Rahmenbedingungen. Der Handlungsbedarf zeigt, dass sowohl Energie-\neffizienz und CO2-Verminderung angestrebt werden müssen. Wie eine sichere und \nklimaneutrale Energieversorgung erreicht werden soll, ist im Detail noch festzulegen, \naber die Richtung ist gegeben. \n\nIn den nächsten Jahren und Jahrzehnten werden die \nRahmenbedingungen immer mehr darauf abzielen, \nEnergieeffizienz zu erhöhen und alle fossilen Energie-\nträger mit erneuerbaren Energien zu ersetzen. \n\nWas bedeutet dies konkret für den Betrieb, Weiterentwicklung und die Finanzierung \nder Gas-Verteilnetze? Welche Rolle wird das Gasnetz in einer klimaneutralen Welt \nspielen? Wir sind diesen Fragen mit Vertretern von Gemeinden, Versorgern, Kan-\ntonen, dem Bund und Verbänden nachgegangen. Nach intensiven Diskussionen \nist die eine Botschaft sehr klar: Es besteht in Gemeinden und Städten dringender \nHandlungsbedarf, die Transformation der Wärmeversorgung an die Hand zu neh-\nmen. Dieser Ratgeber zeigt Ihnen ein mögliches Vorgehen und unterstützt Sie mit \nHintergründen, Fakten und Zahlen. Dazu gehört, die Zukunft des Gasnetzes geo-\ngraphisch differenziert zu prüfen, um in den nächsten Jahren beim Ausbau oder \nErsatz von Leitungen nicht «Investitionsruinen» zu riskieren. \n\nOptimale Entscheidungen über die Zukunft von Infrastrukturen entstehen im Dialog. \nZentraler Partner der Gemeinden und Städte sind die Energieversorger. Sie kennen \nihr Gasnetz, seinen Zustand und den Absatz. Sie haben oft auch die Kompetenzen \nund Mittel, neue Wärmenetze auf der Basis von erneuerbaren Energien aufzubauen \nund sind damit wichtige Akteure der Transformation. So möchte ich Gemeinden, \nStädte und Versorger auffordern, die grosse Herausforderung möglichst rasch \ngemeinsam anzugehen.\n\nVO R WO R T\n\nMarc Mächler\nVertreter des Metropolitanrates Zürich\nRegierungsrat Kanton St. Gallen\n\n3\n\n\n\nDie Gas-Infrastruktur ist heute \neine wichtige Stütze der Schwei-\nzerischen Energieversorgung. Im \nAlltag unsichtbar, sorgen Verteil-\nnetze für eine günstige und einfa-\nche Versorgung von Gebäuden und \nindustriellen Prozessen mit Gas. \nHeute wird noch überwiegend fos-\nsiles Erdgas eingesetzt. Dieses ist \nnicht erneuerbar und erwärmt das \nglobale Klima durch den Ausstoss \nvon CO2 und Methan. Seit einiger \nZeit rückt daher der Fokus immer \nmehr auf erneuerbare Gase. So \nist in der Schweiz die Produktion \nvon Biogas in den letzten zehn \nJahren laufend gestiegen, immer \nmehr Biogas wird auch aufbereitet \nund ins Gasnetz eingespeist. Unter \n\nKlimapolitik bedeutet \ngrossen Handlungs\nbedarf bei der \nEnergieversorgung \n\nSo stellt sich die Frage:\nWelche Rolle können solche \nerneuerbare Gase in der \nkünftigen Energieversorgung \nspielen und was bedeutet \ndies für die Verteilnetze?\n\ndem Stichwort «Power-to-Gas» \nerhält zudem eine weitere Option \nzur Herstellung von erneuerbaren \nGasen vermehrt Aufmerksamkeit. \nHier sind in der Schweiz einige \nPilotanlagen entstanden, die aus \nerneuerbarem Strom synthetisches \nerneuerbares Gas herstellen. \n\nG R O S S E R  H A N D LU N G S B E DA R F\n\n4\n\n\n\nENERGIE- UND KLIMAPOLITIK\n\nGASVERSORGUNG \nWIRD TEURER\n\nGASABSATZ \nSINKT\n\nfordert und fördert \nErneuerbare\n\nverteuert Erdgas \nund fordert \n\nerneuerbares Gas\n\nNetzkosten verteilt\nauf weniger Kunden\n\nje nach Entwicklung \nAlternativen\n\nGASVERSORGUNG IM WANDEL\n\nDabei findet sich das Energie-\nsystem derzeit generell in einem \nUmbruch, der vor allem von der \nKlima- und Energiepolitik getrie-\nben wird. Der Handlungsbedarf \nseitens Klimaschutz ist gross: Um \ngemäss dem Übereinkommen \nvon Paris den Temperaturanstieg \nzu begrenzen, müssen global die \nEmissionen bis 2050 netto auf \nnull reduziert werden. Der Bun-\ndesrat hat auf dieser Grundlage \nim Jahr 2019 beschlossen, dass \n\ndie Schweiz dieses Ziel übernimmt \nund bis 2050 klimaneutral sein \nsoll. Bund und Kantone wollen \ndaher die Instrumente ihrer Ener-\ngie- und Klimapolitik künftig ver-\nstärken. Dies hat über mehrere \nWege einen grossen Einfluss auf \ndie Gasversorgung. Gebäudevor-\nschriften und Förderprogramme \nführen dazu, dass Eigentümer auf \nWärmeverbunde, Wärmepumpen \noder Holzheizungen umsteigen und \nsomit für die Gasversorgung als \n\nKunden verloren gehen. Andere \nEigentümer verbleiben am Gas-\nnetz, beziehen aber einen Anteil \nBiogas, welcher die Kosten erhöht. \nDie Klimapolitik führt auch direkt \nzu einer Verteuerung von Erdgas \nüber die steigende CO2-Abgabe \nauf fossilen Brennstoffen.\n\n5\n\n\n\n100 %\n\n100 %\n\n0 %\n\n0 %\n\nEine starke CO2-\nReduktion ist mit\nder heutigen Länge\ndes Verteilnetzes \nnicht kompatibel\n\nCO2-REDUKTION\n\nAUSWIRKUNGEN AUF DAS VERTEILNETZ\n\nLÄNGE\nVERTEILNETZ\n\nPlausible Entwicklung\n\nInkonsistente Entwicklung\n\nAuch der Verlust von Kunden führt \nzu einer Verteuerung der Gas-\nversorgung: Die Kosten für das \nGasnetz bleiben gleich hoch und \nmüssen auf weniger Absatz ver-\nteilt werden. Für die bestehenden \nKunden wird die Netznutzung \ndadurch also teurer. Inwieweit die \nVerteuerung der Gasversorgung \nwiederum zu einem Verlust von \nmehr Kunden führt, ist stark davon \nabhängig, wie sich die Preise der \nAlternativen künftig entwickeln. Ein \nBeispiel zu möglichen Folgen liefert \nein Schweizer Gasversorger, der \nbetriebswirtschaftliche Simulatio-\n\n6\n\nG R O S S E R  H A N D LU N G S B E DA R F\n\nnen seines Gasnetzes erarbeiten \nliess. Das Resultat: Ein CO2-Ziel \nvon minus 80% Treibhausgas-\nemissionen bis 2050 führt dazu, \ndass ab 2040 rund die Hälfte der \nErneuerungen der Leitungen in \nseinem Gasnetz nicht mehr wirt-\nschaftlich sind. \n\nWährend bisher die Erneuerung \nvon Leitungen in den meisten \nFällen selbstverständlich war und \nnicht hinterfragt werden musste, \nstellt heute die Klima- und Ener-\ngiepolitik die Wirtschaftlichkeit in \nFrage. Wechseln beispielsweise in \n\neinem wenig dichten Wohnquartier \nviele Gasbezüger auf Alternativen \nwie Wärmepumpen, lohnt sich die \nErneuerung irgendwann nicht mehr. \nSo werden künftig vermehrt Leitun-\ngen nicht mehr erneuert und die \nNetze schrumpfen. Eine Schweiz \nmit «netto null» Emissionen ist nicht \nkompatibel mit der heutigen Aus-\ndehnung der Verteilnetze. \n\n\n\nDaniel Hager Photography\n\nDies heisst jedoch nicht, dass \nVerteilnetze in einer klimaneut-\nralen Zukunft keine Rolle über-\nnehmen können. Denn für einige \nAnwendungen gibt es derzeit \nkaum Alternativen zu Brennstof-\nfen: Hochtemperatur-Prozesse, \nder strassenbasierte Güterverkehr, \ndie Stromerzeugung im Winter und \nRaumwärme in sehr dichten Gebie-\nten mit schwieriger Ausgangslage. \nHier spielen erneuerbare Gase \neine wichtige Rolle in einer klima-\nfreundlichen Energieversorgung. \n\nWas diese Entwicklungen konkret \nfür das Verteilnetz Ihrer Gemeinde \nbedeuten, hängt von der individu-\nellen Ausgangslage ab und muss \nentsprechend massgeschneidert \nhergeleitet werden.  \n\nKlimaziele von 2050 klingen weit \nweg, doch sie bedeuten für einen \nGasnetzbetreiber bereits heute \nHandlungsbedarf. \n\nVerzichtet der Gasversorger auf die \nErneuerung einer Leitung, weil sie \nnicht mehr wirtschaftlich ist, sollte \ner im Idealfall bereits 20 Jahre \nvorher keine neuen Anschlüsse \nmehr legen und 10 bis 20 Jahre \nvorher die bestehenden Kunden \ninformieren. Um Fehlinvestitio-\nnen («stranded investments») zu \nvermeiden, darf er also nicht erst \nzum Zeitpunkt der Erneuerung \neiner Leitung prüfen, ob sie auch \nwirtschaftlich ist. \n\nDie Botschaft ist klar: \nDer Handlungsbedarf ist \nfür Gemeinden, Städte und \nGasversorger gross, sich \nmit der künftigen Rolle des  \nGasnetzes zu beschäftigen, \ngenau hinzuschauen, \nzu rechnen und zu planen.\n\n7\n\n\n\nM A S S G E S C H N E I D E R T E  S T R AT EG I E\n\nJede Gemeinde ist individuell und verfügt über ihre eigene Ausgangslange. So muss \nauch eine Strategie zur Transformation der Energieversorgung und zum Umgang \nmit dem Gas-Verteilnetz individuell sein. Die Fragen und Hinweise in diesem Kapitel \nerlauben Ihnen dazu einen Einstieg.\n\nWelche Ziele verfolgt Ihre Gemeinde in der Energieversorgung?\n\nKlarheit über die eigenen Ziele in  \nder Energieversorgung ist ein wichtiges \nFundament Ihrer Strategie zur  \nTransformation der Energieversorgung.\n\nWill man viele Ziele gleichzeitig erreichen, \nzeigen sich schnell Zielkonflikte.  \nDiese Zielkonflikte sollten zusammen \nmit den relevanten Akteuren, wie bspw. \nStrom- und Wärmeversorger, proaktiv dis-\nkutiert werden, um ein gemeinsames Ver-\nständnis der Ziele zu erarbeiten.\n\n\t� Ausreichende und zuverlässige \nEnergieversorgung \n\n\t� Senkung der Treibhausgase, Beitrag  \nzu den Klimazielen\n\n\t� Tiefe Strom- und Wärmepreise als  \nBeitrag zur Standortattraktivität \n\n\t� Investitions- und Planungssicherheit  \nfür alle Akteure\n\n\t� Erhöhung regionale Wertschöpfung \n\n\t� Hohe finanzielle Erträge für die Gemeinde \n\n\t� Weitere:                                                     \n\nAUSWAHL BEDEUTUNG\n\nWas bedeutet dieser \nHandlungsbedarf\nnun konkret für Ihre \nGemeinde?\n\n8\n\n\n\nWie ambitioniert sind die Klimaziele Ihrer Gemeinde für 2050?\n\nWas ist die heutige Rolle von Gas in Ihrer Gemeinde?\n\nJe ambitionierter Ihr Klimaziel ist, desto \nstärkere Massnahmen sind nötig. Zu \nmöglichen Massnahmen gehören die För-\nderung von erneuerbarer Energie und \nEnergieeffizienz, die Investition in erneuer-\nbare Wärmeverbunde, der vermehrte Ein-\nsatz erneuerbarer Gase und die Stilllegung \nvon Gasnetz-Strängen oder -Gebieten.\n\nSelbst wenn Sie persönlich den Klimazielen \nkeine hohe Priorität beimessen, besteht \ntrotzdem Handlungsbedarf. Die Ziele und \nMassnahmen anderer Akteure wie Bund \nund Kantone führen dazu, dass Energieef-\nfizienz und erneuerbare Energien gestärkt \nwerden. Es liegt an Ihnen zu prüfen, welche \nlangfristigen Auswirkungen dies auf die \nGas-Infrastruktur und ihren Wert hat.\n\nDer Handlungsbedarf im Umgang mit  \nder Gas-Infrastruktur ist eng verknüpft mit \ndem Kundenmix Ihrer Gasversorgung.  \nFür Kunden mit einer Gasheizung beste-\nhen erprobte alternative Heizsysteme.  \nDie Wahrscheinlichkeit, dass diese Kun-\nden auf erneuerbare Energien wechseln, \nist daher höher als beispielsweise bei \nIndustriekunden, die Hochtemperatur-Pro-\nzesswärme beziehen. Diese sind stärker \nauf günstige Brennstoffe angewiesen und \nverfügen derzeit über wenige Alternativen.\n\nJe höher der Anteil an Gas an der heuti-\ngen Energieversorgung Ihrer Gemeinde \nist, desto grösser und dringlicher ist der \nHandlungsbedarf, proaktiv den Umgang \nmit der Gas-Infrastruktur zu planen.\n\nAUSWAHL\n\nAUSWAHL\n\nBEDEUTUNG\n\nBEDEUTUNG\n\n\t�� Netto Null Treibhausgasemissionen  \nvor 2050 (-100%, bspw. in 2040)\n\n\t��� Netto Null Treibhausgasemissionen  \n(-100%, entspricht dem indikativen Ziel  \ndes Bundesrats)\n\n\t�� Starke Senkung der Treibhausgas\nemissionen (-80% im Vergleich zu 1990, \nentspricht dem Ziel von einer Tonne CO2 \npro Kopf)\n\n\t�� Geringere Senkung der Treibhausgas-\nemissionen (< -80% im Vergleich zu 1990)\n\n\t��� Keine Ziele\n\n\t�� Gas wird zur Beheizung von Wohn- und \nDienstleistungsgebäuden eingesetzt\n\n\t�� Gas wird zur Deckung der Spitzenlast in \nEnergieverbünden eingesetzt\n\n\t�� Gas wird für Prozesswärme in Industrie  \nund Gewerbe eingesetzt\n\n\t�� Gas wird in Tankstellen für die Mobilität  \neingesetzt\n\n\t�� Gas wird zur Stromproduktion eingesetzt\n\n9\n\n\n\nWie ist der Zustand des bestehenden Gasnetzes?\n\nIst die Gemeinde am Gasversorger beteiligt?\n\nStehen bei Ihnen grössere Investitionen \nan, sollten Sie dies als Handlungsbe-\ndarf sehen, um die Wirtschaftlichkeit der \nErneuerungen aufgrund der Klima- und \nEnergiepolitik bereits heute zu prüfen. \nDie Herausforderung besteht darin, dass \ndiese Abklärungen lange vor dem Zeit-\npunkt der Investition erfolgen müssen. \nZeigt sich, dass sich eine Erneuerung \nbetriebswirtschaftlich nicht mehr rechnet, \nso muss eine Stilllegung der betroffenen \nGasleitungen lange im Vorfeld vorberei-\ntet werden – um die Kunden frühzeitig zu \ninformieren und wo möglich Alternativen \nanbieten zu können.\n\nEine enge Zusammenarbeit zwischen \nGemeinde und Gasversorger ist in jedem \nFall ideal für die Koordination der Ener-\ngieversorgung. Gemeinsam erarbeitete \nLösungen stellen sicher, dass die Ziele \nund das Wissen von beiden Akteuren ein-\nfliessen.\n\nDie Eigentumsverhältnisse zwischen \nGemeinde und Gasversorger beeinflussen \ndie Zusammenarbeit. Je nachdem können \nSie als Gemeinde die Gasversorgung \ndirekt, über eine Eignerstrategie, eine \nKonzession, einen Zusammenarbeitsver-\ntrag und/oder raumplanerische Instrumente \nbeeinflussen.\n\n\t� In den nächsten 10 bis 15 Jahren sind \ngrössere Investitionen in Ersatz und \nErneuerung nötig.  \n\n\t� Es sind in den nächsten 10 bis 15 Jahren \nkeine grösseren Investitionen für Ersatz \nund Erneuerung geplant.\n\nAUSWAHL\n\nAUSWAHL\n\nBEDEUTUNG\n\nBEDEUTUNG\n\n\t�� Der Gasversorger ist Teil der Gemeinde-\nverwaltung. \n\n\t�� Der Gasversorger ist von der Verwaltung \nausgegliedert, aber im Eigentum der \nGemeinde.\n\n\t�� Die Gemeinde hält nur eine geringe \nBeteiligung am Gasversorger.\n\n\t�� Der Gasversorger ist extern, die Gemein-\nde hält keine Beteiligung.\n\nM A S S G E S C H N E I D E R T E  S T R AT EG I E\n\n10\n\n\n\nProfitiert die Gemeinde finanziell von der Gasversorgung?\n\nJe stärker Ihre Gemeinde heute von finanzi-\nellen Erträgen profitiert, desto wichtiger ist \nes, die künftige Entwicklung dieser Erträge \nabzuschätzen und einzuplanen. Mit einer \nambitionierten Energie- und Klimapolitik ist \naus der Sparte Erdgas mit sinkenden finan-\nziellen Erträgen zu rechnen. \n\nTeilweise können neue Erträge über \nerneuerbare Gase, Energieverbünde und \nandere Energiedienstleistungen generiert \nwerden. Typischerweise liegen die Margen \njedoch deutlich tiefer. Energieverbünde \nbenötigen zudem hohe Investitionen. Diese \nführen kurzfristig zu sinkenden Ergebnis-\nsen, können aber die Basis legen für neue \nlangfristige und wirtschaftliche Kundenbe-\nziehungen. \n\nAUSWAHL BEDEUTUNG\n\n\t�� Ja, sie profitiert substanziell.\n\n\t��� Ja, sie profitiert mittel.\n\n\t�� Sie profitiert nicht oder kaum.  \n\nBesteht eine Energieplanung für die Gemeinde?\n\nSteht in der Gemeinde eine aktuelle Ener-\ngieplanung zur Verfügung, die mit den \nenergie- und klimapolitischen Zielen im \nEinklang steht, so verfügen Sie bereits über \neine wichtige Grundlage, um die Strategie \nIhrer Gemeinde und den Umgang mit der \nGas-Infrastruktur festzulegen. \n\nAUSWAHL BEDEUTUNG\n\n\t�� Ja, es besteht eine aktuelle  \nEnergieplanung (< 5 Jahre).\n\n\t�� Ja, es besteht eine etwas in die Jahre \ngekommene Energieplanung (> 5 Jahre).\n\n\t�� Nein, es besteht noch keine  \nEnergieplanung.\n\n11\n\n\n\nWelche Potenziale bestehen für erneuerbare Energien?\n\nFür eine klimaneutrale Energieversorgung \nstehen Massnahmen in vielen Bereichen \nzur Verfügung: Energieeffizienz, erneuer-\nbare Energieverbünde, erneuerbare Einzel-\nheizungen, erneuerbare Gasversorgung \nund die Stilllegung von Gasnetz-Strängen \nverbunden mit dem Wechsel auf erneuer-\nbare Alternativen.\n\nErneuerbare Energieverbünde bieten sich \nin dicht bebauten Gebieten an. Nötig dafür \nsind erneuerbare Energiequellen, die nur, \nbesser oder günstiger im Verbund genutzt \nwerden können, wie Seewasser, Geother-\nmie, Abwärme von Kehrichtverbrennungs-\nanlagen oder Holz. Die Gemeinde, der \nGasversorger oder andere Akteure können \ndiese Energieverbünde finanzieren, reali-\nsieren und betreiben. \n\nAUSWAHL\n\nBEDEUTUNG\n\n\t�� Es bestehen dicht bebaute Gebiete, die \nsich für Wärmeverbunde eignen könnten. \n\n\t�� Grundwasser, See- und Flusswas-\nser oder das Erdreich sind für Wärme\npumpen nutzbar.\n\n\t�� In der Region gibt es langfristig gesicher-\nte Abwärmequellen (z.B. Kehrichtver-\nbrennung).\n\n\t�� Es bestehen neue und teilsanierte \nGebäude, in denen sich Luft-Wasser-\nWärmepumpen eignen.\n\n\t�� In der Region besteht heute ungenutztes \nPotenzial an (einspeisbarem) Biogas oder \nerneuerbarem synthetischem Gas. \n\n\t�� In der Region besteht heute ungenutztes \nPotenzial an Energieholz. \n\nErneuerbare Einzelheizungen werden \nmeist von den Gebäudeeigentümern selber \numgesetzt. Die am häufigsten eingesetzten \nerneuerbaren Einzelheizungen sind Wär-\nmepumpen (Luft-Wasser, Erdsonden oder \nGrundwasser) und Pelletheizungen. Biogas \nwird in der Schweiz bereits heute häufig \ndem Erdgas beigemischt. Der Bezug ist für \nbestehende Gaskunden unkompliziert und \neinfach. Noch ungenutzte lokale Poten-\nziale an Biogas sprechen dafür, diese zu \nerschliessen. \n\nNimmt die Nachfrage nach Gas an einem \nStrang oder einem Gebiet zu stark ab, lohnt \nes sich nicht mehr, Ersatzinvestitionen zu \ntätigen und das Netz wird stillgelegt. Mit \neiner Stilllegung können in solchen Fällen \nFehlinvestitionen verhindern werden. Durch \neine langfristig geplante Netzstrategie kann \ndie Planungssicherheit für Gemeinden, \nWerke und Kunden verbessert werden.\n\nM A S S G E S C H N E I D E R T E  S T R AT EG I E\n\n12\n\n\n\nVSG Verband der Schweiz. Gasindustrie\n\n\n\nWärme- und Kältebedarf\n\nÖffentlichkeitsarbeit und Festsetzungsverfahren\n\nRÄUMLICHE PLANUNG ERARBEITEN\n\nPLAN BESCHLIESSEN UND UMSETZEN\n\nEntwicklungsprognose\n\nEnergiepotenziale\n\nräumliche Koordination\n\nMassnahmen\n\nUmsetzung\n\nErfolgskontrolle\n\nB\n\nC\n\nKLASSISCHE KOMMUNALE ENERGIEPLANUNG\n\nZIELE DEFINIERENA\n\nJe nach Ausgangslage Ihrer Gemeinde wird sich das ideale Vorgehen unterscheiden. In \njedem Fall jedoch sollte eine langfristige, räumliche Energieplanung die Basis Ihres Vor-\ngehens bilden. Der Werkzeugkasten von EnergieSchweiz liefert Ihnen Unterstützung für \nalle Schritte einer solchen klassischen Energieplanung: \n\nMit Energieplanung\ndie Zukunft der Energie\nversorgung aufzeigen \n\nE N E R G I E PL A N U N G  A L S  B A S I S\n\nWeitere Informationen finden Sie im Leitfaden «Umsetzung Energieplanung» von EnergieSchweiz.\n\nSie definieren die Ziele Ihrer \nWärme- und Kälteversorgung, \nin Bezug auf die Klimaziele, \naber auch in Bezug auf andere \nZiele wie Versorgungssicher-\nheit, regionale Wertschöpfung, \netc. Je stärker Sie die relevan-\nten Akteure wie den Gasver-\nsorger oder die Betreiber von \nWärmenetzen einbeziehen und \nfür gemeinsame Ziele gewinnen, \ndesto leichter gelingt sowohl die \nErarbeitung als auch die Umset-\nzung des Plans.\n\nZiele definierenA\n\n14\n\nhttps://www.local-energy.swiss/arbeitsbereich/energiestadt-pro/werkzeuge-und-instrumente/raeumliche-energieplanung.html#/\n\n\nLiegt ein Entwurf vor, folgt der \nProzess der politischen Ent-\nscheidungsfindung. Sie organi-\nsieren Öffentlichkeitsarbeit und \nMitwirkungsverfahren. Je nach \nPlanungs-, Bau- und Energie-\ngesetzgebung leiten Sie das \nentsprechende Festsetzungs-\nverfahren in die Wege. Sie \nmachen sich an die Umsetzung \n(siehe dazu nächste Kapitel) und \nleiten eine periodische Erfolgs-\nkontrolle in die Wege.\n\nB\n\nC\n\nRäumliche Planung \nerarbeiten\n\nPlan beschliessen\nund umsetzen\n\nFür die Erarbeitung ziehen Sie \nUnterstützung in der Fachpla-\nnung bei. Die zu bearbeitenden \nSchritte sind die Analyse des \nWärme- und Kältebedarfs, eine \nEntwicklungsprognose über die \nnächsten 20 bis 30 Jahre und \neine Erhebung der verfügbaren \nPotenziale. Auf dieser Basis \nskizzieren Sie gemeinsam die \nWärmeversorgung der Zukunft \nund teilen den Gebieten Ihrer \nGemeinde prioritäre Energie-\nträger zu. Wo sinnvoll, unter-\nscheiden Sie zwischen einem \nlangfristigem Endzustand und \neinem mittelfristigen Transfor-\nmationszustand. Sie definieren \npassende Massnahmen.\n\nDie Erfahrung aus der Praxis zeigt, dass in diesem Verfah-\nren drei wichtige Elemente oft zu kurz kommen:\n\nZielüberprüfung: \nVergessen Sie nicht zu überprüfen, ob die Energiepla-\nnung mit Ihren Zielen aus Schritt A überhaupt kongruent \nist! Liegt der erste Entwurf der räumlichen Koordination \nvor, sollte ein Abgleich erfolgen: Werden die Klimaziele \nmit der vorgesehenen Wärmeversorgung voraussichtlich \nerreicht? Und was ist mit der Versorgungssicherheit? Falls \ndie Ziele nicht erreicht werden können, müssen Sie den \nTatsachen ins Auge sehen und entscheiden, ob Sie Ihre \nZiele, Ihren Plan oder beides anpassen müssen. \n\nKonkretisierung für das Gasnetz: \nOft werden in Energieplanungen die Konsequenzen auf die \nEntwicklung des Gasnetzes nicht konkret betrachtet. So \nwerden beispielsweise Eignungsgebiete für Wärmepumpen \nausgeschieden, ohne zu konkretisieren, was dies für das \nGasnetz bedeutet. Weil die Zeit fehlt, oder die darunterlie-\ngenden Zielkonflikte lieber vermieden werden. Um Fehlpla-\nnungen zu vermeiden, ist dies jedoch unerlässlich. Stellen \nSie sich diesen Fragen und konkretisieren Sie die Entwick-\nlung des Gasnetzes auf Ebene Strassenzug zusammen mit \ndem Gasversorger und den Wärme-Anbieter(n). \n\nSektorkopplung: \nDie Bereiche Wärme, Strom und Verkehr verbinden sich \nimmer stärker. Wärme wird immer mehr über Wärmepum-\npen mit Strom bereitgestellt, die Mobilität wird zunehmend \nelektrisch. Wird fluktuierende erneuerbare Stromerzeu-\ngung massiv ausgebaut, führt dies umgekehrt langfris-\ntig dazu, dass relevante Überschüsse entstehen, die als \nWärme oder in Gasform genutzt werden können («Power-\nto-Heat», «Power-to-Gas»). Denken Sie die Bereiche Strom \nund Mobilität in Ihrer Planung mit und berücksichtigen \nSie alle Sektoren für die Weiterentwicklung der Strom-, \nWärme- und Gasnetze.\n\n15\n\n\n\nIm Fernwärme-\nGebiet?\n\nÜBERGANG \n2030\n\nJa\n\nNe in\n\nZIELZUSTAND\n2050\n\nENTSCHEIDUNGSBAUM ENERGIEPLANUNG\nSchematische Darstellung\n\nSeit 2007 orientiert sich die Stadt St. Gallen an einem breit abgestützten Energiekonzept. \nDabei arbeitet das Amt für Umwelt und Energie sehr eng mit den St. Galler Stadtwerken \nzusammen. Die Federführung lag dabei für die Erarbeitung des Energieplans beim Amt, \nfür die Detaillierung auf Ebene Strassenzug beim Stadtwerk. Zentrales Werkzeug für \ndie Festlegung war ein Entscheidungsbaum, der anhand von zahlreichen Kriterien pro \nStrassenzug zu einer Empfehlung für den Zielzustand 2050 und einer Empfehlung für \ndie Phase der Transformation 2030 führt. Das Amt für Umwelt und Energie prüft nicht \ndie Einzelentscheide, sondern übergeordnet, ob mit den vorgeschlagenen Lösungen \ndie städtischen Ziele insgesamt erreicht werden. Erfolgsfaktoren aus Sicht von Stadt \nund Versorger sind die intensive Zusammenarbeit bei der Definition von realistischen \nZielen sowie bei der Erarbeitung und der Umsetzung der Pläne.\n\n« Ziel unserer Versorgung sind langfristig funktionierende und wirtschaftlich zu \nbetreibende Wärme- und Gas-Netze. Ein langsam schleichender Absatzrück-\ngang ohne Planung führt dazu, dass es irgendwann zu spät ist für Gegenmass-\nnahmen. »\n\n16\n\nStrassenscharfe Planung mit Zielkontrolle \n\nPeter Graf | Mitglied der Geschäftsleitung der sgsw\n071 224 50 28 | peter.graf@sgsw.ch\n\nB E S T  PR AC T I C E  S T.  G A L L E N\n\n\n\nDaniel Hager Photography\n\n\n\nEnergiebedarf und Entwicklung:\nAbsatzszenarien\n\nZIELE DEFINIEREN\n\nNETZPLANUNG ERARBEITEN\n\nBESCHLUSS, UMSETZUNG PLANEN\n\nAnalyse Netz: Erneuerungszeitpunkte \nund Systemrelevanz\n\nWirtschaftliche Erneuerung\n\nBETRIEBSWIRTSCHAFTLICHE NETZPLANUNG\n\nB\n\nC\n\nA\n\nN E T Z PL A N U N G  Z U R  KO N K R E T I S I E R U N G\n\nUm langfristig einen wirtschaftlichen Betrieb seines Netzes sicherzustellen, ist jedem \nGasversorger empfohlen, eine strategische Netzplanung zu erarbeiten. Ein «klassisches» \nVorgehen mit entsprechendem Werkzeugkasten gibt es dafür (noch) nicht. \n\nMit Netzplanung\ndie Wirtschaftlichkeit \nvon Investitionen\nprüfen \n\n18\n\n\n\nERNEUERUNGS- UND INVESTITIONSBEDARF \nRisikobasierte Ermittlung mit Darstellung des Rückbaupotenzials\n\n2.5\n\n3.0\n\nINVESTITIONSBEDARF\nin Mio. Fr.\n\n2.0\n\n1.5\n\n1.0\n\n0.5\n\n0\n\n2020\n\nzu erneuern zu ersetzen still zu legen\n\n2030 2040 2050 2060\n\nEin Schweizer Gasversorger liess für sein Gasnetz eine \nstrategische Zielnetzplanung auf der Basis von betriebs-\nwirtschaftlichen Simulationen erstellen. Dazu wurde für jede \nLeitung der technische Erneuerungszeitpunkt errechnet und \ndie Systemrelevanz erhoben (übergeordnete Bedeutung \noder nicht). Anschliessend wurde anhand einer Kapital-\nwertbetrachtung für unterschiedliche Erlösszenarien das \nwirtschaftlich optimale Zielnetz berechnet. Bei einer Hal-\nbierung des Absatzes gemäss damaligem Zielszenario des \nBundes war das Resultat, dass die Hälfte der Leitungen \nzwischen 2040 und 2060 nicht erneuert werden sollten. Die \nWirtschaftlichkeit von Erneuerungen vor 2040 wurde in der \nSimulation nicht geprüft, da es hier für entschädigungsfreie \nStilllegungen bereits zu spät sei.\n\nBetriebswirtschaftliche\nZielnetzplanung\n\nB E S T  PR AC T I C E\n\nWeitere Informationen finden Sie im Magazin «Aqua et Gas»\nim Artikel zur strategischen Zielnetzplanung.\n\nIn einem ersten Schritt ist auch hier die \nDefinition von Zielen sinnvoll (A). \n\nDamit wird eine erste gute Basis für die \nstrategische Diskussion in den Leitungs-\ngremien gelegt. Diese beschliessen, wie \nsie mit den verschiedenen Szenarien, \nErneuerungsinvestitionen und Kosten-\neinsparmassnahmen umgehen möchten \nund planen die Umsetzung (C). In diese \nGremien gehören auch die Diskussionen \nund Entscheide zur Suche von alterna-\ntiven Geschäftsmodellen.\n\nZiele definierenA\n\nB\n\nC\n\nNetzplanung erarbeiten\n\nBeschluss, \nUmsetzung planen\n\nAuf dieser Basis werden künftige Absatz-\nszenarien erarbeitet, welche unter ande-\nrem unterschiedliche Entwicklungen \nder Energiepolitik abdecken. Die Sze-\nnarien müssen geographisch differen-\nziert erarbeitet werden, in Abwägung \nder Siedlungsentwicklung, der lokalen \nPotenziale an erneuerbaren Energien \nund der geplanten Wärmenetze. Parallel \nwird der Zustand des Netzes analysiert \nund anhand von Alter und Material der \nErneuerungszeitpunkt geschätzt. Auch \nwird definiert, welche Leitungen sys-\ntemrelevant sind, weil sie übergeordnet \nvon Bedeutung sind (z.B. Versorgung \nvon Prozessgaskunden oder anderen \nGemeindeteilen oder Redundanz). Auf \ndieser Basis wird die Wirtschaftlichkeit \neiner Erneuerung jedes Strangs grob \ngeschätzt oder detailliert berechnet (B). \nDie Resultate zeigen auf, welche Erneue-\nrungen in jedem Szenario wirtschaftlich \nbleiben und welche nicht. \n\n19\n\nhttps://www.aquaetgas.ch/energie/gas/20190301_ag3_-strategische-zielnetzplanung-gas/\n\n\nWird eine Energieplanung mit \nElementen der Gasnetzplanung \nkonkretisiert, entsteht ein kon-\nkreter langfristiger Wärme- und \nKälteversorgungsplan (10-30 \nJahre), der auf Ebene Strassen-\nzug festlegt, welche Lösungen im \nBereich der Wärmeversorgung \nangestrebt werden sollen und was \ndies konkret für die Wärme- und \nGasnetze bedeutet (u.a. Erwei-\nterung, Verdichtung, Erneuerung \nund Stilllegung). \n\nDie Voraussetzung für einen kon-\nkreten Wärme- und Kälteversor-\ngungsplan auf Ebene Strassenzug \nist also eine enge Kooperation \nzwischen Stadt und Versorgern \nvon Elektrizität, Gas und Wärme, \nunabhängig von den Besitzver-\nhältnissen. Ein echtes gemein-\nsames Tragen übergeordneter \nZiele legt eine wichtige Basis für \n\nEnergieplanung und \nNetzplanung zusammen-\nbringen \n\nDie Gegenüberstellung der Energie- und Netzplanung zeigt, dass es viele Überlappungen\ngibt und eine getrennte Erarbeitung zu unnötigen Widersprüchen, Überraschungen und \nKonflikten in der Umsetzung führt. \n\ndie Erarbeitung und Umsetzung \ndes Plans. Für die Konkretisierung \ndes Plans auf Ebene Strassenzug \nsind Informationen und Know-\nHow der Energieversorger unab-\ndingbar. Umgekehrt brauchen die \nVersorger zur Planungssicherheit \nInformationen zu den Plänen und \nVorhaben der Gemeinde, wie \nbspw. Wärmeverbunde, Aufzo-\nnungen und Strassenarbeiten \n(andere Werkleitungen, Strassen-\nbeläge etc.).\n\nEine Kooperation ist also ein \nwichtiger Erfolgsfaktor.\nDie Gestaltung des gemeinsamen \nProzesses im Detail können und \nsollen Sie jedoch wiederum ganz \nauf Ihre individuelle Ausgangslage \nanpassen.\n\nZ U S A M M E N A R B E I T  A L S  E R FO LG S FA K TO R\n\n2 0\n\n\n\nWÄRME- UND KÄLTEVERSORGUNGSPLAN\nmit konkreten Aussagen für das Gasnetz\n\nEnergiebedarf und Entwicklung:\nAbsatzszenarien\n\nZIELE DEFINIEREN\n\nNETZPLANUNG ERARBEITEN\n\nBESCHLUSS, UMSETZUNG PLANEN\n\nAnalyse Netz: Erneuerungszeitpunkte \nund Systemrelevanz\n\nWirtschaftliche Erneuerung\n\nBETRIEBSWIRTSCHAFTLICHE NETZPLANUNG\n\nB\n\nC\n\nA\n\nWärme- und Kältebedarf\n\nÖffentlichkeitsarbeit und Festsetzungsverfahren\n\nRÄUMLICHE PLANUNG ERARBEITEN\n\nPLAN BESCHLIESSEN UND UMSETZEN\n\nEntwicklungsprognose\n\nEnergiepotenziale\n\nräumliche Koordination\n\nMassnahmen\n\nUmsetzung\n\nErfolgskontrolle\n\nB\n\nC\n\nKLASSISCHE KOMMUNALE ENERGIEPLANUNG\n\nZIELE DEFINIEREN A\n\nAuch bei einem externen Versorger ist eine enge Zusammenarbeit bei der Erarbeitung sinnvoll. \nFalls die Ziele und Interessen nicht in Einklang gebracht werden können, sind die Handlungsmög-\nlichkeiten je nach Ausgangslage unterschiedlich. Zu dieser Frage bestehen derzeit in der Schweiz \nkaum Grundlagen, zudem bestehen hier auch unterschiedliche kantonale Vorgaben. Besteht eine \nKonzession oder ein Zusammenarbeitsvertrag mit dem Versorger, können die gemäss Vertrags-\ninhalt möglichen Handlungsoptionen genutzt werden (Kündigung und Neuverhandlung etc.). Ist \nder Versorger im Eigentum einer anderen Gemeinde oder Stadt, bestehen allenfalls Möglichkei-\nten, über politische Wege auf eine bessere Zusammenarbeit Einfluss zu nehmen. Besteht aus-\nschliesslich eine Bewilligung zur Nutzung des Bodens, ist unklar, welche Handlungsspielräume \nüberhaupt bestehen. Es ist zu empfehlen, juristische Unterstützung beizuziehen. \n\nHandlungsspielraum bei externem Versorger\nmit divergierenden Zielen\n\nG U T  Z U  W I S S E N\n\n2 1\n\n\n\nB AU S T E I N E  D E R  U M S E T Z U N G\n\nG E M E I N D E  U N D  V E R S O R G E R\n\nGemeinden haben so viele Aufgaben zu bewältigen, dass es nach der Erarbeitung \neines Wärme- und Kälteversorgungsplans leicht dazu kommen kann, dass die  \nUmsetzung zu kurz kommt. Ohne Umsetzung ist die beste Erarbeitung und der aus\ngeklügeltste Plan jedoch nichts wert.\n\nMehrgleisig an die\nUmsetzung gehen  \n\nIn der Umsetzung geht es teil-\nweise um einzelne, konkrete \nMassnahmen, wie beispielsweise \neine Machbarkeitsstudie für einen \nWärmeverbund, die Erstellung von \nGrundsätzen für die Erneuerung \nvon bestehenden Infrastrukturen \noder die Erarbeitung einer Bio-\ngasstrategie. Für solche Mass-\nnahmen sind Erfolgsfaktoren alt-\nbekannt: Ziel, Inhalt, Vorgehen, \nVerantwortung, Ressourcen und \nBudget müssen klar und mitein-\nander kongruent sein. \n\nDarüber hinaus müssen Sie jedoch \nauch dafür sorgen, dass bei lau-\n\nFestlegen von Prozessen bei Entscheiden zur Gasnetz-Infrastruktur \n\nfenden Einzelentscheidungen die \nVorgaben des Plans eingehalten \nwerden. Dies gilt insbesondere \nfür Entscheide zur Gasnetz-Inf-\nrastruktur. Dieser zweite Teil geht \noft vergessen. Im Grundsatz lie-\nfert der Wärmeversorgungsplan ja \nbereits die Handlungsanweisung \nfür die Verantwortlichen. Im kon-\nkreten Fall des Einzelentscheids \nüber eine Erneuerung einer Lei-\ntung können jedoch neue Über-\nlegungen hinzukommen, wie der \nWegzug oder die Ansiedlung eines \nProzessgas-Kunden oder das defi-\nnitive Scheitern eines geplanten \nWärmeverbundes.  \n\nZentral ist es daher, dass Sie für \ndie Einzelentscheide den Pro-\nzess definieren. Welche Grund-\nlagen sollen vorliegen? Welche \nKriterien sollen in die Abwägung \neinfliessen? Wer verfügt in wel-\ncher Konstellation über die Ent-\nscheidungskompetenz? Wie wird \nder Entscheid dokumentiert und \nwer muss informiert werden? Ist \nder Prozess stadtintern möglich \noder muss er in einer Zusammen-\narbeitsvereinbarung mit dem Ver-\nsorger festgelegt werden?\n\n2 2\n\n\n\n1980 und früher\n\n1986 – 1990\n\n1991 – 1995\n\n1996 – 2000\n\n2001 – 2005\n\n2006 – 2010\n\n2011 – 2014\n\nGASNETZ DER GEMEINDE NACH BAUJAHR\nGrundlage für die Erhebung des Investitionsbedarfs\n\nDie Gemeinde Rüti im Zürcher Oberland ist fast flächendeckend mit Gas versorgt. Der \nGasversorger ist Teil der Gemeindeverwaltung. Als die Gemeinde die kommunale Ener-\ngieplanung aktualisierte und dem Kanton vorlegte, beauftragte dieser die Gemeinde, den \nUmgang mit dem Gasnetz in der Planung zu konkretisieren. Die Energie- und Werkkom-\nmission erarbeitete in der Folge in sehr zäher Arbeit und mit externer Unterstützung eine \nGasstrategie. Sie beinhaltet den Grundsatz, dass die Gasversorgung wirtschaftlich sein \nmuss. Bei jeder Leitungserneuerung muss die künftige Wirtschaftlichkeit ausgewiesen \nwerden, die Entwicklungen der Energie- und Klimapolitik müssen hier einfliessen. Auch \nmuss jeweils in einem Kapitel die Kompatibilität mit der Gasstrategie dargelegt werden. \nJe nach Betrag liegt der Finanzbeschluss bei der Kommission oder dem Gemeinderat. \nDie Strategie sieht zudem vor, dass ein Transformationsplan erarbeitet wird, Biogas \nschrittweise von 5 über 10 auf 20% erhöht wird und mittels Kennzahlen laufend ein \nControlling erfolgt. Erfolgsfaktoren waren aus Sicht der Gemeinde der Beizug externer \nBerater, welche die Ziele des Gemeinderats mittragen, sowie eine intensive, konstruk-\ntive und sachliche Diskussion. \n\n« Reden, reden, reden. Auch wenn man auf inhaltlicher Ebene unterschiedlicher \nMeinung ist, ist es wichtig, von Mensch zu Mensch konstruktiv zu bleiben und \nimmer wieder mit Argumenten aufeinander zuzugehen. » \n\nGasstrategie und Entscheidungsprozesse\n\nMarie-Therese Büsser | Gemeinderätin Rüti\n055 240 29 72 | marie-therese.buesser@rueti.ch\n\nB E S T  PR AC T I C E  R Ü T I  ( Z H )\n\n2 3\n\n\n\nEniwa\n\nIm Rahmen der Energieplanung fin-\ndet eine Beurteilung statt, welche \nGebiete aus Sicht Nachfrage als \nauch aus Sicht Angebot Wärme- \nund Kältenetze erfordern oder sich \ndafür eignen. Mit der Gebietsfest-\nlegung (Planungsgebiete, Prüf-\n\nAufbau von Wärme- und Kältenetzen\n\nB AU S T E I N E  D E R  U M S E T Z U N G\n\nG E M E I N D E  U N D  V E R S O R G E R\n\ngebiete) ist jedoch nur ein erster \nSchritt getan. In weiteren Schrit-\nten müssen die Machbarkeit und \nWirtschaftlichkeit im Detail abge-\nklärt, die Netze projektiert und \neine passende Eigentümer- und \nBetriebsform gefunden werden. \n\nEs gibt hier zahlreiche Modelle mit \nstarker Position der Gemeinde, des \neigenen Versorgers, Mischmodelle \noder externem Contractor.  \n\nWeitere Informationen finden \nSie im Modul 6 und Modul 9 der \nräumlichen Energieplanung.\n\n2 4\n\n\n\nKasino1\n\nTorfeld2\n\nTelli3\n\nSchachen4\n\nGoldern5\n\nKantonsspital Aarau6\n\nBuchs/Aarau Rohr (Baustart 2021)7\n\nWÄRME UND KÄLTEVERBUNDE IN DER REGION AARAU\n\n4\n\n1\n2\n\n6\n\n5\n\n3\n\n7\n\nDie Stadt Aarau hat 2012 die Ziele der 2000-Watt- und 1-Tonne-CO2-Gesellschaft in \nder Gemeindeordnung festgelegt. Ein sehr wichtiger Pfeiler der städtischen Strategie \nsind Wärme- und Kältenetze. Der städtische Versorger Eniwa realisiert diverse Wärme- \nund Kältenetze in Aarau und den umliegenden Gemeinden. Zwei Energiezentralen mit \nGrundwasser und Gas-Spitzendeckung sind bereits realisiert, die vermehrte Nutzung \nder Abwärme aus der Kehrichtverbrennung Buchs ist in Umsetzung. Erfolgsfaktoren \naus Sicht Eniwa sind die intensive Zusammenarbeit mit der Stadt und den Gemein-\nden, das Mitdenken der Kälteversorgung und die frühe Thematisierung der Kosten und \nFinanzierung.\n\n« Es muss allen Beteiligten bewusst sein, dass Wärmeverbunde Millionen von \nFranken kosten und kurzfristig eine entsprechende Wirkung auf das Resultat \neines Versorgers haben. Es dauert lange, bis man mit den Netzen Geld \nverdienen kann. Daran sind sich Versorger und ihre Eigentümer noch nicht \ngewohnt. » \n\nWärme- und Kältenetze\n\nHans-Kaspar Scherrer | CEO Eniwa\n062 835 03 33 | hans-kaspar.scherrer@eniwa.ch\n\nB E S T  PR AC T I C E  A A R AU\n\n2 5\n\n\n\nB AU S T E I N E  D E R  U M S E T Z U N G\n\nEine Strategie erneuerbare Gase \nmuss unter anderem festlegen, \nwelche Art Gase Sie wie beschaf-\nfen und vertreiben können und \nmöchten. Falls in Ihrer Region noch \nzusätzliche Potenziale für feuchte \nBiomasse vorhanden sind, bietet \nes sich an, den Bau einer Biogas-\nanlage mit Partnern aus der Region \nvoranzutreiben und zu ermögli-\nchen. Alternativ prüfen Sie mög-\nliche Lieferanten, ihre Qualitäten \n\nStrategie erneuerbare Gase\n\nV E R S O R G E R\n\nund Konditionen für erneuerbare \nGase. Auf Seite des Vertriebs ist \nzu prüfen, welche Anteile Sie über \ndie nächsten Jahre erreichen und \nwelche Optionen Sie Ihren Kunden \ndazu anbieten möchten: Erdgas als \nStandard mit Erneuerbaren-Anteil \nals Option, umgekehrt ein Erneuer-\nbaren-Anteil als Standardprodukt \nmit 100% Erdgas als Option oder \nein fixer Anteil ohne Abwahlmög-\nlichkeit. Auf besonders grosse \n\nDie Klima- und Energiepolitik ist \nfür Eigner und Betreiber von Gas-\nnetzen ein finanzielles Risiko. Mit \nhöheren Anteilen von erneuerba-\nren Gasen und sinkendem Absatz \nsteigen die spezifischen Kosten \nfür Energie und Netznutzung und \ngefährden die Konkurrenzfähig-\nkeit von Gas. Analysieren Sie \ndieses Risiko systematisch und \nlegen Sie Massnahmen für den \nUmgang damit fest. Optionen sind \nbeispielsweise die Verkürzung der \nAmortisationsdauer des Netzes, \nRückstellungen für Restwertent-\n\nRisikostrategien Gasnetz\n\nV E R S O R G E R\n\nschädigungen oder ein kalkula-\ntorischer Risikozuschlag bei der \ninternen Verzinsung. Dabei ist zu \nprüfen, welche Optionen mit den \nbei Ihnen anwendbaren Regel-\nwerken kompatibel sind (Nemo \nBranchen-Standard für Netznut-\nzungsentgelte, kantonale Gemein-\ndegesetze, künftiges Gasversor-\ngungsgesetz).\n\nÜbergeordnet ist die Stärkung \nanderer Geschäftsmodelle wie \nklassischerweise der übrige Wär-\nmemarkt eine Möglichkeit. \n\nDieser Schritt erfordert jedoch \nerhebliche Mittel, welche entweder \nmit den bestehenden Geschäfts-\nfeldern erwirtschaftet oder von der \nGemeinde politisch entschieden \nund gesprochen werden müssen.  \n\nAkzeptanz stösst der Wechsel auf \neinen höheren Anteil erneuerbarer \nGase, wenn Sie den Wechsel bei \nsinkenden Erdgaspreisen umset-\nzen. So erhalten die Kunden kli-\nmafreundlicheres Gas zu einem \nfast gleichen Preis. \n\n2 6\n\n\n\nDie Erreichung ambitionierter Kli-\nmaziele sind mit der bestehenden \nAusdehnung des Verteilnetzes \nnicht kompatibel. Hinterlegt die \nSchweizer Energie- und Klima-\npolitik ihre Klimaziele mit entspre-\nchenden Instrumenten, wird die \nDiskussion über die Stilllegung \nvon Gasleitungen zu den alltägli-\nchen Themen eines Gasversorgers \nwerden. Aufgrund der langen Vor-\nlaufzeiten für eine Stilllegung soll-\nten Sie bereits heute prüfen, wie \nwirtschaftlich die in den nächsten \n20 Jahren geplanten Erneuerungen \nsind, um Fehlinvestitionen («stran-\nded investments») zu vermeiden. \n\nWerden Stränge oder Gebiete \ndes Verteilnetzes stillgelegt, sind \ndazu diverse Grundsatzentscheide \nzu treffen. Wann stoppen Sie im \nVorfeld den Verkauf von Neuan-\nschlüssen? Wann informieren Sie \ndie Bezüger? \n\nStilllegung von Gasnetz Strängen oder Gebieten \n\nV E R S O R G E R\n\nSie können langfristig agieren und \ndie Stilllegung 20 Jahre im Voraus \nbekannt geben. Sie können aber \nauch einen überschaubareren Zeit-\nhorizont von beispielsweise 10 Jah-\nren wählen und den Bezügern eine \nRestwertentschädigung bezahlen \noder eine Alternative anbieten.\n\nDas Vorgehen wird unter anderem \nauch davon abhängen, ob Sie als \nVersorger im Gebiet selber neu \nWärme anbieten können und wol-\nlen (Wärmeverbund, Contracting, \nVerkauf von Wärmepumpen). In \njedem Fall lohnt es sich, die Kom-\nmunikation sehr gut vorzubereiten \nund den Kunden, wenn möglich, \ngute Alternativen anzubieten. \n\n2 7\n\n\n\nDie Stadt Winterthur erarbeitete in den Jahren 2011 bis 2013 eine neue Energieplanung. \nIn der Arbeitsgruppe arbeiteten städtische Vertreter unterschiedlichster Fachstellen. \nStadtwerk Winterthur – als kommunaler Energieversorger und Teil der Verwaltung – war \ndurch zwei Geschäftsleitungsmitglieder vertreten. In einigen Quartieren ist die Stadt \ndoppelt versorgt, es besteht also sowohl ein Gas- als auch ein paralleles Wärmenetz. In \ndiesen Gebieten wurde eine Stilllegung des Gasnetzes beschlossen. Ausnahmen sind \ndiejenigen Gasleitungen, die für den Gastransport in andere Gebiete sorgen. \n\nDie Grundlagenarbeiten zeigten zudem, dass in einigen Aussengebieten Leitungen mit \nsehr geringer Absatzdichte betrieben werden. Auch hier wurden vereinzelte Stilllegungen \ngeplant. Entgegen dem landesweiten Trend wurde das Gasleitungsnetz in Winterthur \nin den vergangenen 20 Jahren um 11 Prozent verkürzt. Ein wichtiger Erfolgsfaktor sei-\ntens Versorger ist, dass die Geschäftsleitung hinter den Zielen und der Planung stehen \nmuss. Dann finden sich gemeinsam gute Lösungen.  \n\n« Die Stilllegung von Gasleitungen braucht sehr viel Zeit: Weder ökonomisch noch \nökologisch ist es sinnvoll, fast neue Anlagen, seien es Heizungen von Kundinnen und \nKunden oder Teile des Gasnetzes, still zu legen. Auch die Restwertentschädigungen \nfallen tiefer aus, wenn die Anlagen mindestens die Hälfte ihrer Lebenserwartung \nerreichen. In der Regel versucht Stadtwerk Winterthur, 10 Jahre Zeit für die Umstel-\nlung zu gewähren. »\n\nStilllegung von Gasleitungen\n\nUrs Buchs | Mitglied der Geschäftsleitung von Stadtwerk Winterthur\n052 267 61 20 | urs.buchs@win.ch\n\nB E S T  PR AC T I C E  W I N T E R T H U R\n\n2 8\n\n\n\nGasnetz Fernwärmenetz\n\nPARALLELE VERSORGUNG MIT GAS UND FERNWÄRME IN WINTERTHUR\n\n2 9\n\n\n\nH I N T E R G R U N D W I S S E N\n\n•\t In den letzten 10 Jahren sind der Gasabsatz \nund die Länge des Verteilnetzes gestiegen. \n\n•\t Die relevanten Treiber führen dazu, dass die \nNachfrage nach Gas in Zukunft zurückgehen \nwird. In bestehenden Gebäuden wird die \nNachfrage wegen (geförderten) energetischen \nSanierungen und steigenden Temperaturen \nsinken. Die Energie- und Klimapolitik wird \nderzeit verstärkt und führt zu einem sinken-\nden Absatz: Die neuen Gebäudevorschriften \nführen bei Heizungen zu einem beschleunig-\nten Umstieg von fossilen Energieträgern vor \n\nZum Gasnetz der Zukunft haben Sie vermutlich schon zahlreiche Aussagen gehört, die \nsich zum Teil widersprechen. Hier finden Sie fundierte, auf einer Vielzahl von Studien \nbasierende Informationen, welche mit Stand Juni 2019 in einem intensiven Prozess mit \nGemeinden, Gasversorgern, Kantonen und weiteren Akteuren konsolidiert wurde. \n\nFundiertes und\nkonsolidiertes Wissen \nzum Nachschlagen\n\nWie entwickelt sich die Nachfrage nach Gas in der Schweiz?\n\nN AC H F R AG E  I N  D E R  S C H W E I Z\n\nallem auf Wärmepumpen. Damit sinkt der \nGasabsatz, die Kosten für die Netznutzung \nwerden auf weniger Absatz verteilt, für die \nverbleibenden Kunden wird das Gas teurer. \nDas Gas wird auch teurer, weil die CO2-\nAbgabe steigt und weil die Vorschriften zu \neinem höheren Anteil erneuerbarem Gas \nführen, welches teurer ist als Erdgas. \n\n•\t Ein Rückgang der Gasnachfrage wird dazu \nführen, dass die Erneuerung von Strängen \ndes Gasnetzes nicht mehr wirtschaftlich \nsein wird. \n\nDetaillierte Informationen inklusive Quellenangaben\nfinden Sie im Fachbericht «Die Zukunft der Gas-Infrastruktur\nim Metropolitanraum Zürich»\n\n3 0\n\n\n\n•\t Für viele Anwendungen gibt es bewährte \nAlternativen mit besserer CO2-Bilanz als \nErdgas. Für Raumwärme und Warmwasser \ninsbesondere Wärmepumpen mit erneuer-\nbarem Strom und erneuerbare Energiever-\nbünde, für Mobilität Elektrofahrzeuge mit \n100% erneuerbarem Strom. \n\n•\t Für einige Anwendungen gibt es derzeit \nkaum Alternativen zu Brennstoffen: Hoch-\ntemperatur-Prozesse, der strassenbasierte \nGüterverkehr, die Stromerzeugung im Win-\nter und in Ausnahmefällen Raumwärme in \nGebieten mit sehr schwieriger Ausgangslage. \n\nWelche Alternativen gibt es zum Erdgas?\n\n•\t Biogas kann aus Hofdünger, Grüngut, land-\nwirtschaftlichen Nebenprodukten, organi-\nschen Abfällen aus Haushalten, Industrieab-\nfällen und Klärschlamm hergestellt werden. \n\n•\t Biogas aus solchen Abfallprodukten ist klar \nklimafreundlicher als fossile Energieträger.\n\nWas ist Biogas, wie klimafreundlich ist es und wie viel kostet es?\n\n•\t In der Schweiz spielt Biogas aus Energie-\npflanzen und aus Holz heute keine Rolle.\n\n•\t Der Bezug von Biogas über das Verteilnetz \nkostet heute rund 50% mehr als Erdgas.\n\nA LT E R N AT I V E N  Z U  E R D G A S\n\nB I O G A S\n\n•\t Eine langfristig vollständig erneuerbare \nStromversorgung führt im Winter während \n«Dunkelflauten» zu besonderen Herausfor-\nderungen, da in diesen Momenten zu wenig \nStrom aus Sonnen-  und Windenergie zur \nVerfügung steht. Die Herstellung, saisonale \nSpeicherung und Verstromung erneuerbarer \nBrennstoffe kann hier einen Beitrag leisten.\n\n3 1\n\n\n\nWASSERSTOFF\n\nELEKTROLYSE\n\nMETHANISIERUNG\n\nEINSPEISUNG IN GASNETZ\n\nHERSTELLUNG VON SYNTHETISCHEM GAS\nAUS ERNEUERBAREM STROM\n\n•\t Gase wie Wasserstoff und Methan können \nmit Strom synthetisch hergestellt werden \n(Power-to-Gas). Für erneuerbares syn-\nthetisches Gas muss erneuerbarer Strom \ngenutzt werden. \n\n•\t Erneuerbares synthetisches Gas ist kli-\nmafreundlicher als fossile Energieträger. \nWie klimafreundlich es ist, hängt unter \nanderem vom verwendeten Strom ab. \nSynthetisches Gas aus Photovoltaik ist \ndabei heute nur leicht besser als Erdgas, \nsynthetisches Gas aus Wasserkraft klar \nbesser als Erdgas.\n\n•\t Steht erneuerbarer Strom zur Verfügung, \nist es klar klimafreundlicher, diesen direkt \neinzusetzen (Wärmepumpe, Elektroauto) \nals damit erneuerbares synthetisches Gas \nherzustellen und für eine Gasheizung oder \nein Gasauto zu nutzen. \n\n•\t Wird der gesamte Stromverbrauch jedoch \nbereits erneuerbar gedeckt und kann \nzusätzliche erneuerbare Produktion nicht \ndirekt eingesetzt werden, ist die Produk-\ntion erneuerbarer synthetischer Gase eine \neffektive Massnahme zur Reduktion von \nTreibhausgasemissionen.\n\n•\t Die Stromnachfrage ist heute in der Schweiz \nund in Europa deutlich höher als die erneu-\nerbare Stromproduktion. Deswegen führt \nheute die Nutzung von erneuerbarem Strom  \nfür synthetisches Gas ausserhalb der ver-\neinzelten Situationen mit einem Überschuss \nan erneuerbarem Strom dazu, dass dieser \nerneuerbare Strom einer anderen Nutzung \nentzogen wird. Es wird also netto kein Bei-\ntrag zu einer Reduktion von Treibhausga-\nsen geleistet. \n\nWas ist erneuerbares synthetisches Gas, wie klimafreundlich ist \nes und wie viel kostet es?\n\nE R N E U E R B A R E S  SY N T H E T I S C H E S  G A S\n\nH I N T E R G R U N D W I S S E N\n\n3 2\n\n\n\nKOSTEN\nRp. / kWh\n\n120\n\n0\n\n20\n\n40\n\n60\n\n80\n\n100\n\n500 1'000 2'000 3'000 4'000 5'000 6'000\n\nVOLLLASTSTUNDEN\n\nStrom und \nNetznutzung:\n20 Rp. / kWh\n\nStrom und\nNetznutzung:\n10 Rp. / kWh\n\nStrom  und\nNetznutzung:\n5 Rp. / kWh\n\nHERSTELLUNGSKOSTEN ERNEUERBARES GAS\n\n•\t Erneuerbares synthetisches Gas ist heute \nsehr viel teurer als Erdgas und auch deut-\nlich teurer als Biogas. Die aktuellen Her-\nstellungskosten sind stark vom bezahlten \nStrompreis und den Volllaststunden der \nAnlagen abhängig. Fallen die Volllaststunden \nunter 2'000 Stunden pro Jahr, so steigen \ndie Kosten des erzeugten Gases deutlich an. \n\n•\t Klimafreundlich ist synthetisches Gas, wenn \nÜberschussstrom verwendet wird. Dieser \nfällt jedoch nur in einer begrenzten Anzahl \nStunden pro Jahr an.\n\n•\t Die Kosten von erneuerbarem synthetischem \nGas werden in Zukunft aufgrund des tech-\nnologischen Fortschritts sinken. \n\n•\t Die Produktion von erneuerbarem synthe-\ntischem Gas wird an vielen ausländischen \nStandorten billiger sein als in der Schweiz.\n\n3 3\n\n\n\nPOTENZIAL ERNEUERBARE GASE\n\nVerglichen mit heutigem Gasabsatz\n\nBIOGAS\n\nERNEUERBARES\nSYNTHETISCHES GAS\n\nERNEUERBARE GASE\nINSGESAMT\n\n10 – 15 %\n\n5 – 15 %\n\n15 – 30 %\n\n•\t Schweiz: Das Potenzial von erneuerbarem \nsynthetischem Gas ist abhängig von der Ver-\nfügbarkeit von erneuerbarem Überschuss-\nstrom. Erneuerbarer Überschussstrom steht \nheute und in Zukunft nicht in grossen Men-\ngen zur Verfügung. Für das ausgewiesene \nPotenzial von erneuerbarem synthetischem \nGas von 2 bis 5 TWh ist ein sehr starker \nAusbau der Photovoltaik nötig (Belegung \nvon ca. 50% aller dafür mindestens «gut» \ngeeigneten Dächern in der Schweiz). \n\n•\t Schweiz: Das gesamte Potenzial von inlän-\ndischem Biogas und erneuerbarem syntheti-\nschem Gas könnte 15 bis 30% des heutigen \nGasverbrauchs decken. Bei einem langfristig \num 50% reduzierten Gasverbrauch würde \ndas Potenzial 30 bis 60% decken. \n\n•\t Europa: Auch bei vollständiger Ausschöp-\nfung des Potenzials kann Europa die eigene \nGasnachfrage nicht durch Biogas decken. \nDas zusätzliche Potenzial an Biogas in \nEuropa ist höher als der heutige Gasver-\nbrauch der Schweiz.\n\nWie hoch ist das Potenzial von Biogas und erneuerbarem \nsynthetischem Gas?\n\nP O T E N Z I A L E\n\nH I N T E R G R U N D W I S S E N\n\n3 4\n\n\n\n•\t Ja. Die Speicherkapazitäten im Ausland sind \nheute sehr gross. Die Porenspeicher (Spei-\ncherung in geeigneten Gesteinsschichten) \nerlauben eine kostengünstige saisonale \nSpeicherung von grossen Volumen.\n\n•\t Das Verteilnetz der Schweiz kann nicht zur \nGasspeicherung eingesetzt werden. Es ver-\nfügt über eine Kapazität von zwei Promille \neines Tagesverbrauchs.\n\nKann Gas saisonal gespeichert werden?\n\nWo sollen erneuerbare Gase in Zukunft eingesetzt werden?\n\n•\t Wo zukünftig tatsächlich erneuerbare Gase \neingesetzt werden, hängt von vielen Fakto-\nren ab wie der Zahlungsbereitschaft, den \njeweiligen Alternativen und den politischen \nRahmenbedingungen.\n\n•\t Ohne weitere politische Weichenstellungen \nspricht die Zahlungsbereitschaft dafür, dass \nerneuerbare Gase vorerst noch vor allem \nin Haushalten und im Personenverkehr ein-\ngesetzt werden.\n\nS P E I C H E R U N G\n\nK Ü N F T I G E R  E I N S AT Z\n\n•\t Zur Erreichung Paris-konformer Klimaziele \nsollen langfristig aus systemischer Sicht \nerneuerbare Gase für die Prozesswärme, \nden strassenbasierten Güterverkehr und \ndie Stromproduktion im Winter eingesetzt \nwerden, da es hier wenige Alternativen zu \nBrennstoffen gibt. \n\n•\t Zur Erreichung Paris-konformer Klimazielen \nsollen langfristig aus systemischer Sicht \nerneuerbare Gase nur noch in Ausnahme-\nfällen für Raumwärme eingesetzt werden, \nda es hier genügend Alternativen gibt.\n\n•\t Die bestehenden Speicher in der Schweiz \nsind Kugel- und Röhrenspeicher und das \nTransportnetz. Sie verfügen über eine Kapa-\nzität von knapp einem Tagesverbrauch. Sie \ndienen der kurzfristigen und nicht der sai-\nsonalen Speicherung. \n\n•\t Eine saisonale Speicherung verteuert Gas \ndurch die Kosten für den zusätzlichen Trans-\nport und die Speicherung.\n\n3 5\n\n\n\n\n\n \n\n \n\nStadt Wetzikon \n\n \n\nTransformation der Gasversorgung in \nder Stadt Wetzikon \n\nBericht vom März 2021  \n\n  \n\n  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 2 \n \n\n \n\nProjektteam \n\n \n\nDr. Sabine Perch-Nielsen  \n\nDr. Michel Müller \n\n \n\nEBP Schweiz AG \n\nZollikerstrasse 65 \n\n8702 Zollikon \n\nSchweiz \n\nTelefon +41 44 395 11 11 \n\ninfo@ebp.ch \n\nwww.ebp.ch \n\n \nDruck: 9. März 2021 \n\n2021-02-25_Transformation_Waermeversorgung.docx \n\nProjektnummer: 220252 \n\n \n\n \n\n \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 3 \n \n\n \n\nZusammenfassung \n\nAnlass und Ziel: Ende 2019 reichten 10 städtische Parlamentsmitglieder \n\neine Motion ein mit dem Ziel, den weiteren Ausbau des Gasnetzes zu un-\n\ntersagen. Die Energiekommission kam in ihren Diskussionen zum Schluss, \n\ndass die Fragen zur Zukunft der Wetziker Gasversorgung sehr wichtig sind, \n\nlehnte die Motion jedoch als zu wenig umfassend ab. Sie schlug vor, die \n\nMotion in ein Postulat umzuwandeln, um aufzuzeigen \n\n— wie eine sorgfältige Transformationsplanung an die Hand genommen \n\nwerden kann;  \n\n— welche Rolle Blockheizkraftwerke und Spitzenlastabdeckungen dabei \n\nspielen können;  \n\n— welche Potenziale für erneuerbare Gase in Wetzikon bestehen; und \n\n— wie gestrandete Investitionen vermieden oder vermindert werden kön-\n\nnen. \n\n \n\nAusgangslage:  Die Stadt Wetzikon verfügt über ein flächendeckend aus-\n\ngebautes und eher junges Gasnetz. Das Netz wurde auch in Gebieten \n\nausgebaut, welche eine geringe Wärmebezugsdichte ausweisen. Gas wird \n\nin Wetzikon fast ausschliesslich für Raumwärme und Warmwasser einge-\n\nsetzt, also in dem Bereich, in dem der Bund langfristig keine Rolle mehr für \n\nGas sieht. Die Gaspreise in der Stadt Wetzikon gehören derzeit kantonal \n\nals auch schweizweit zu den tiefsten Preisen.  \n\nHandlungsoptionen: Es besteht eine breite Palette an möglichen Optionen \n\nzum Umgang mit dem Gasnetz mit einem Zeithorizont von rund 30 Jahren:  \n\n— Netz aufrechterhalten \n\n— Netz aufrechterhalten und langfristig mit erneuerbarem Gas betreiben  \n\n— Netz ausbauen  \n\n— Netz rasch vollständig stilllegen  \n\n— Netz nach Abschreibung stilllegen  \n\n— Netz mittelfristig stilllegen \n\n— Netz differenziert transformieren  \n\nBewertung vor dem Hintergrund von Rahmenszenarien: Für die Bewertung \n\nwurden die Optionen vier verschiedenen externen Rahmenszenarien ge-\n\ngenübergestellt:  \n\n— Referenzszenario: heutige Rahmenbedingungen  \n\n— ambitionierte Energie- und Klimapolitik (ohne stärkere Liberalisierung) \n\n— stärkere Liberalisierung des Gasmarktes (ohne ambitionierte Klimapoli-\n\ntik) \n\n— kombiniertes Szenario mit einer ambitionierten Energie- und Klimapolitik \n\nsowie einer stärkeren Liberalisierung.  \n\nDabei wurde geprüft, ob die Option innerhalb des Szenarios überhaupt \n\nmöglich ist und ob die Option für das jeweilige Szenario geeignet erscheint , \n\nPostulat zur Gas-\n\nversorgung  \n\nJunges flächende-\n\nckendes Netz für \n\nRaumwärme und \n\nWarmwasser \n\nSieben Optionen \n\nvon Ausbau zu \n\nStilllegung \n\nExterne Szenarien \n\nzu Energie-\n\n/Klimapolitik und \n\nLiberalisierung \n\nEignung aus Sicht \n\nBetriebswirtschaft \n\nund Klimaschutz \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 4 \n \n\n \n\nvor allem aus den Blickwinkeln Betriebswirtschaft und Klimaschutz ( ge-\n\neignet, () bedingt geeignet, () eher ungeeignet,  ungeeignet). Die Be-\n\nwertung sagt nichts darüber aus, ob eine ambitionierte Klimapolitik oder die \n\nstärkere Liberalisierung erwünscht ist oder nicht, sondern lediglich, ob sich \n\ndie Option eignet, falls dieses Szenario eintreffen sollte.  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«vollständiger Erhalt» () ()   \n\n«vollständiger Erhalt mit \n\n100% erneuerbarem Gas» \n  () () \n\n«Ausbau»     \n\n«rasche Stilllegung»   () () \n\n«mittelfristige Stilllegung» () () () () \n\n«langfristige Stilllegung»  () () () () \n\n«differenzierte Transforma-\n\ntion» \n  () () \n\nÜbersicht, inwieweit die strategischen Optionen mit den externen Rahmenszenarien konsistent \n\nsind \n\nDie Analyse zeigt auf, dass im Referenzszenario oft ein Interessenskonflikt \n\nzwischen der Sicht Klimaschutz und der Sicht Betriebswirtschaft besteht, \n\nder politisch entschieden werden muss. Im Szenario der stärkeren Energie- \n\nund Klimapolitik hingegen besteht der Konflikt weniger, da die Einschrän-\n\nkung von fossilen Energien dazu führt, dass die Weiterführung des Netzes \n\nauch betriebswirtschaftlich in Frage gestellt wird.   \n\nBeantwortung der Frage: Welche Potenziale bestehen für erneuerbare Ga-\n\nse in Wetzikon? Das theoretische Potenzial der Produktion von erneuerba-\n\nrem Gas (Biogas und synthetisches Gas) in Wetzikon bei einem extremen \n\nAusbau der Photovoltaik bis ins Jahr 2050 liegt ohne bei rund 30 GWh pro \n\nJahr (ca. 23% des heutigen Gasverbrauches), wenn man davon ausgeht, \n\ndass Wetzikon als Strominsel betrachtet wird und auch 2050 kaum Batte-\n\nrien eingesetzt werden. Geht man realistischerweise davon aus, dass kurz-\n\nfristig Strom mit Batterien (Elektroautos, Solarbatterien, Quartierbatterien) \n\ngespeichert wird, sinkt dieses Potenzial auf 12 GWh (9%) bei einer Spei-\n\ncherung bis zu einem Tag und 7 GWh (5% des heutigen Verbrauchs) bei \n\neiner Speicherung über eine Woche. \n\nBeantwortung der Frage: Wie kann eine sorgfältige Transformationspla-\n\nnung an die Hand genommen werden? Und welche Rolle können Block-\n\nheizkraftwerke und Spitzenlastabdeckungen dabei spielen? Die Wetziker \n\nBevölkerung hat sich Ende 2020 in einer Volksabstimmung sehr klar dafür \n\nausgesprochen, dass die Wärme- und Kälteversorgung der Stadt möglichst \n\nauf der Fernwärme der KEZO, der ARA und weiteren erneuerbaren Ener-\n\ngiequellen basieren soll. Die Transformation des Gasnetzes ist Hand in \n\nHand mit der Planung der Wärme- und Kältenetze zu planen. Die Abbil-\n\ndung unten zeigt Elemente eines solchen Vorgehens.   \n\nDifferenzierte \n\nTransformation in \n\nallen Szenarien \n\ngeeignet \n\nInteressenskonflikt \n\nBetriebswirtschaft \n\nund Klimaschutz je \n\nnach Szenario \n\nverschieden aus-\n\ngeprägt. \n\nPotenzial zwischen \n\n5 und 23% des \n\nheutigen Ver-\n\nbrauchs \n\nLangfristige Pla-\n\nnung Hand in Hand \n\nmit Transformation \n\nder Wärme- und \n\nKälteversorgung  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 5 \n \n\n \n\n \n\nElemente zur Erarbeitung einer langfristigen Wärme- und Gasnetzplanung  \n\n \n\nBeantwortung der Frage: Wie können gestrandete Investitionen vermieden \n\noder vermindert werden? Durch die oben skizzierte langfristige Planung \n\nwerden frühzeitig Netzgebiete ermittelt, welche langfristig nicht mehr kon-\n\nkurrenzfähig sind. Entsprechend können Ersatzinvestitionen nicht getätigt \n\nund Gebiete rechtzeitig stillgelegt werden. Auch führt die langfristige Pla-\n\nnung dazu, dass Eigentümerschaften früh genug über künftige Stilllegun-\n\ngen informiert werden können und ihrerseits keine gestrandeten Investitio-\n\nnen mehr tätigen. Zusätzliche Hinweise, welche Handlungsoptionen den \n\nStadtwerken bei frühzeitigen Stilllegungen bezüglich Abschreibungen und \n\nTarifierung offen stehen, sind in Kapitel 5.3 zusammengefasst. \n\nErneuerungsbedarf \n\nGasnetz\n\nKünftige Konkurrenzfähigkeit des \n\nGasnetzes\n\nLangfristige Wärme- und Gasnetzplanung\n\nKünftige Entwick-\n\nlung Gasabsatz \n\nMögliche neue künftige Gasnachfrage (Spitzenlast, BHKW)\n\nWärme- & Kältebedarf \n\nMögliche Energiequellen (Abwärme, \n\nErdwärme, Wasser, Holz, etc.) \n\nMögliche Wärme- & Kältenetze \n\nGasnetzeWärme- & Kältenetze \n\nLangfristige Pla-\n\nnung ermöglicht \n\nVermeidung von \n\ngestrandeten In-\n\nvestitionen \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 6 \n \n\n \n\nInhaltsverzeichnis \n\n1. Einleitung 7 \n\n1.1 Anlass und Ziel 7 \n\n1.2 Ausgangslage Gasversorgung der Stadt Wetzikon 7 \n\n1.3 Heutige Grundsätze für die Weiterentwicklung 14 \n\n2. Rahmenszenarien 15 \n\n2.1 Referenzszenario: heutige Rahmenbedingungen 16 \n\n2.2 Szenario Ambitionierte Energie- und Klimapolitik 18 \n\n2.3 Szenario stärkere Liberalisierung des Gasmarktes 21 \n\n2.4 Kombiniertes Szenario Klimapolitik / stärkere Liberalisierung 22 \n\n3. Grundsätze der Gasversorgung 23 \n\n4. Langfristige strategische Optionen (Blick 2050) 23 \n\n4.1 «vollständiger Erhalt» 25 \n\n4.2 «vollständiger Erhalt mit 100% erneuerbarem Gas» 26 \n\n4.3 «Ausbau» 29 \n\n4.4 «rasche Stilllegung» 29 \n\n4.5 «mittelfristige Stilllegung» 31 \n\n4.6 «langfristige Stilllegung» 33 \n\n4.7 «differenzierte Transformation» 34 \n\n4.8 Übersicht der Bewertung 36 \n\n5. Beantwortung konkreter Fragen 37 \n\n5.1 Potenzial erneuerbare Gase 37 \n\n5.2 Transformationsplanung 41 \n\n5.3 Gestrandete Investitionen 42 \n\n \n\n \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 7 \n \n\n \n\n1. Einleitung  \n\n1.1 Anlass und Ziel  \n\nEnde 2019 reichten 10 städtische Parlamentsmitglieder eine Motion ein mit \n\ndem Ziel, den weiteren Ausbau des Gasnetzes zu untersagen. Die Ener-\n\ngiekommission kam in ihren Diskussionen zum Schluss, dass die Fragen \n\nzur Zukunft der Wetziker Gasversorgung sehr wichtig sind, lehnte die Moti-\n\non jedoch als zu wenig umfassend ab. Sie schlug vor, die Motion in ein \n\nPostulat umzuwandeln, um aufzuzeigen \n\n— wie eine sorgfältige Transformationsplanung an die Hand genommen \n\nwerden kann;  \n\n— welche Rolle Blockheizkraftwerke und Spitzenlastabdeckungen dabei \n\nspielen können;  \n\n— welche Potenziale für erneuerbare Gase in Wetzikon bestehen; und \n\n— wie gestrandete Investitionen vermieden oder vermindert werden kön-\n\nnen.  \n\n \n\n1.2 Ausgangslage Gasversorgung der Stadt Wetzikon  \n\n Gasnetz  \n\nDie Stadt Wetzikon verfügt über ein flächendeckend ausgebautes Gasnetz. \n\nSo wird die Mehrheit aller Gebäude heute mit Erdgas beheizt (61% des \n\nWärmebedarfs)1. Der jährliche Absatz beläuft sich auf ca. 130 GWh. Das \n\nNetz wurde auch in Gebieten ausgebaut, welche eine geringe Wärmebe-\n\nzugsdichte ausweisen und sich daher im Grundsatz nicht für leitungsge-\n\nbundene Energieträger eignen. \n\n                                                   \n1 Energiecontrollingbericht 2019.  \n\nPostulat zur Gas-\n\nversorgung  \n\nFlächendeckendes, \n\nVerteilnetz  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 8 \n \n\n \n\n \n\nAbbildung 1: Heutige Ausdehnung des Gasverteilnetzes (grün, lila und rot: Ferngasleitungen, \n\norange: Verteilnetz) \n\n \n\nDas Verteilnetz von Wetzikon ist regional an das Transportnetz der Erdgas \n\nOstschweiz angebunden (siehe Abbildung 2). Das Netz in Wetzikon dient \n\nder Gasversorgung in der Stadt Wetzikon sowie der anliegenden Gemein-\n\nde Seegräben. Weitere Durchleitungen an andere Gemeinden bestehen \n\nnicht.  \n\n \n\nAbbildung 2: Regionales Transportnetz Gas der Erdgas Ostschweiz (Quelle: map.geo.admin.ch) \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 9 \n \n\n \n\n \n\nDas Verteilnetz ist noch relativ jung, 45% der Leitungslänge wurde in den \n\nletzten 20 Jahren zugebaut (siehe Abbildung 3). Entsprechend ist ein gros-\n\nser Teil der Leitungen tariflich noch nicht abgeschrieben (nach den von der \n\nBranche vorgegebenen Abschreibungsdauer von 50 Jahren für das Netz). \n\nDer Anschaffungswert der Leitungen beläuft sich auf rund 22 Mio. Fr., der \n\nheutige Restwert (2020) auf 10 Mio. Fr.  \n\n \n\nAbbildung 3: Durchschnittliches Alter des Wetziker Gasverteilnetzes  \n\n \n\nDer Restwert der gesamten je angeschafften Gas-Infrastruktur beläuft sich \n\nderzeit auf knapp 14 Mio. Franken. Den Grossteil davon macht das Verteil-\n\nnetz mit 57% und die Hausanschlüsse mit 35% aus. Abbildung 4 zeigt, wie \n\nsich der Restwert der heute vorhandenen Infrastruktur über die Zeit redu-\n\nziert, wenn die empfohlenen Abschreibungsdauern (50 Jahre für Leitungen, \n\n15 Jahre für Messapparate) eingesetzt werden. Im Jahr 2030 beträgt der \n\nRestwert noch 64% des heutigen Werts (8.7 Mio. Fr.), im Jahr 2040 35% \n\n(4.8 Mio. Fr.) und im Jahr 2050 noch 15% (2 Mio. Fr.). Dabei ist zu beach-\n\nten, dass das Hochdrucknetz, das Verteilnetz und die Messapparate im \n\nEigentum der Stadtwerke sind, die Hausanschlussleitungen gehören den \n\nEigentümern und Eigentümerinnen der entsprechenden Liegenschaften.  \n\n \n\nAbbildung 4: Restwert der Gas-Infrastruktur der Stadt Wetzikon (Annahme: lineare Abschreibung \n\nüber 50 Jahre für die Leitungen und 15 Jahre für de Apparate) (Quelle: Finanzab-\n\nteilung Stadt Wetzikon) \n\n \n\nBlickt man auf die letzten 15 Jahre, lag der Anschaffungswert neuer Infra-\n\nstrukturen in dieser Zeitspanne insgesamt bei rund 10 Mio. Fr., durch-\n\nschnittlich knapp 700'000 Fr. pro Jahr. Die Entwicklung ist in Abbildung 5 \n\n0 20 40 60 80 100 120\n\nkm Leitungslänge\n\n0 bis 10 Jahre\n\n11 bis 20 Jahre\n\n21 bis 30 Jahre\n\n> 30 Jahre\n\n0\n\n2\n\n4\n\n6\n\n8\n\n10\n\n12\n\n14\n\n2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070\n\nin\n M\n\nio\n. \n\nF\nr.\n\nHochdrucknetz\n\nVerteilnetz\n\nMessapparate\n\nHausanschlüsse\n\nRelevanter Zubau \n\nin den letzten 20 \n\nJahren  \n\nRestwert von 14 \n\nMio. Fr. heute, 2 \n\nMio. Fr. 2050 \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 10 \n \n\n \n\ndargestellt. Die Verteilnetze machen mit 52% des Wertes den grössten \n\nAnteil aus, gefolgt von Hausanschlüssen mit 37%. \n\n \n\nAbbildung 5: Anschaffungswert der Gas Infrastrukturen der Stadt Wetzikon (Quelle: Finanzbuch-\n\nhaltung) \n\n \n\n Gasheizungen  \n\nEnde 2019 gab es in der Stadt Wetzikon rund 1'800 Gasheizungen mit ei-\n\nner Feuerungsleistung von insgesamt rund 86'000 kW. Fast 80% der Hei-\n\nzungen sind kleiner als 50 kW. Umgekehrt machen die Heizungen mit über \n\n100 kW Leistung rund 50% der gesamten Feuerungsleistung aus \n\n(Abbildung 6). \n\n \n\nAbbildung 6: Gasheizungen und ihre Feuerungsleistung nach Grösse (Total: 1'800 Heizungen mit \n\ninsgesamt rund 86 MW Feuerungsleistung). Quelle: Feuerungskontrolle Stand \n\n2019 \n\n \n\nDie Gasheizungen der Stadt Wetzikon sind durchschnittlich seit 12 Jahren \n\nin Betrieb. Die Heizungen mit Leistungen über 100 kW sind älter, im \n\nDurchschnitt rund 16 Jahre. Abbildung 7 zeigt, wann Wetziker Gasheizun-\n\ngen zum Ersatz fällig werden, wenn dafür eine Lebensdauer von 20 Jahren \n\nangenommen2 wird. Die Auswertung zeigt, dass rund 270 Heizungen mit \n\neiner gesamten Leistung von rund 22 MW theoretisch vor dem Jahr 2020 \n\nzum Ersatz fällig gewesen wären und damit älter sind als 20 Jahre (zum \n\nTeil beträchtlich). Dies ergibt eine Chance für den Bau von Wärmenetzen.  \n\n                                                   \n2 Paritätische Lebensdauer Tabelle von HEV und MV sowie LCC Handbuch Instandhaltung und Instandsetzung \n\nvon Bauwerken (CRB 2012)  \n\n0.0\n\n0.2\n\n0.4\n\n0.6\n\n0.8\n\n1.0\n\n1.2\n\n1.4\n\nin\n M\n\nio\n. \n\nF\nr. Hochdrucknetz\n\nVerteilnetz\n\nMessapparate\n\nHausanschlüsse\n\n0% 20% 40% 60% 80% 100%\n\nFeuerungsleistung\n\n# Gasheizungen\n< 15 kW\n\n30-50 kW\n\n50-100 kW\n\n100-200 kW\n\n> 200 kW\n\nRund 1'800 Gas-\n\nheizungen in Wet-\n\nzikon  \n\nLange Lebensdau-\n\nern der Heizungen \n\nmit hoher Leistung  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 11 \n \n\n \n\n \n\nAbbildung 7: Jahr, in dem die Wetziker Gasheizungen theoretisch zum Ersatz fällig würden, wenn \n\nman eine Lebensdauer von 20 Jahren annimmt.  \n\nDer Restwert aller heute installierten Gasheizungen der Stadt Wetzikon \n\nbeträgt knapp 24 Mio. Fr. und reduziert sich bis ins Jahr 2030 auf rund 7 \n\nMio. Fr. (Abbildung 8). Das hohe Alter der Heizungen führt dazu, dass bis \n\n2030 bereits 60% der installierten Leistung abgeschrieben ist (Annahme \n\nAbschreibungsdauer von 20 Jahren).  \n\n \n\n \n\n \n\nAbbildung 8: Restwert der heute installierten Gasheizungen der Stadt Wetzikon (Annahme: linea-\n\nre Abschreibung über 20 Jahre Jahre) \n\n \n\n Verwendungszwecke  \n\nLangfristig unbestritten ist der Einsatz von erneuerbarem Gas für Prozess-\n\nwärme, Verkehr, Spitzenlast und Wärme-Kraft-Kopplung (siehe dazu Box \n\nweiter unten). So stellt sich für Wetzikon die Frage, für welche Verwen-\n\ndungszwecke Gas heute eingesetzt wird. Eine erste Übersicht der aktuel-\n\nlen und künftig geplanten Verwendungszwecke ist in Tabelle 1 zusammen-\n\ngefasst.  \n\nVerwendungszweck Situation Wetzikon  \n\nRaumwärme und Warmwasser flächendeckend \n\nRaumwärme und Warmwasser in \n\nGebieten mit schwieriger Ausgangs-\n\nlage für den Einsatz von lokal verfüg-\n\nbaren erneuerbaren Energien \n\neher keine, im Detail noch zu verifizieren  \n\nSpitzenlastdeckung/Redundanz  \n\nWärmenetz \nderzeit keine, Wärmeverbunde jedoch geplant mit Fo-\n\nkus auf Nutzung der Abwärme der KEZO und der ARA \n\n0\n\n1\n\n2\n\n3\n\n4\n\n5\n\n6\nin\n\n M\nW\n\n L\ne\n\nis\ntu\n\nn\ng\n\n0\n\n5\n\n10\n\n15\n\n20\n\n25\n\nin\n M\n\nio\n. \n\nF\nr.\n\nRestwert von 7 \n\nMio. Fr. bis 2030  \n\nEinsatz in Wetzikon \n\nheute fast aus-\n\nschliesslich für \n\nRaumwärme und \n\nWarmwasser \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 12 \n \n\n \n\n(siehe Box auf Seite 10) \n\nWärme-Kraft-Kopplung (WKK) \n\nderzeit keine, Wärmeverbunde jedoch gemäss kommu-\n\nnaler Volksabstimmung geplant (vor allem Fernwärme \n\nder KEZO und der ARA) \n\nHochtemperatur-Prozesswärme derzeit keine Kunden \n\nSchwerverkehr / Langstreckenverkehr  \nKeine lokalen Logistikunternehmen, keine Autobahn / \n\nTransportachse \n\nTabelle 1: Übersicht der aktuellen und künftig geplanten Verwendungszwecke von Gas in Wet-\n\nzikon  \n\nDie Auswertung zeigt, dass Gas heute vor allem dort eingesetzt wird, wo \n\nes langfristig keinen Einsatz mehr finden soll, nämlich für Raumwärme und \n\nWarmwasser. Im Detail noch offen ist, inwieweit es künftige Verwendungs-\n\nzwecke gibt, zur Spitzendeckung/Redundanz von Wärmenetzen, zur Wär-\n\nme-Kraft-Kopplung und allenfalls für die Raumwärme in einzelnen Gebie-\n\nten mit schwieriger Ausgangslage. \n\n \n\nBox: Rolle von Gas in der künftigen Energieversorgung  \n\nVerschiedene Akteure des Schweizer Energiesystems haben sich in den letzten Jah-\n\nren mit Rolle von Gas in der künftigen Energieversorgung der Schweiz beschäftigt. \n\nSo hat beispielsweise das Bundesamt für Energie ein entsprechendes Positionspa-\n\npier veröffentlicht. Das Amt kommt darin zum Schluss, dass Erdgas und erneuerbare \n\nGase künftig möglichst effizient und zweckmässig eingesetzt werden sollen, nämlich \n\ndort, wo es mit Blick auf die Versorgungssicherheit und den Klimaschutz volkswirt-\n\nschaftlich am sinnvollsten ist und den höchstmöglichen Wirkungsgrad erzielt. Ihre \n\nSchlussfolgerung ist, dass in den nächsten fünf bis zehn Jahren der Einsatz von Erd-\n\ngas mit Biogas im Gebäudebereich noch sinnvoll ist. Mittel- bis langfristig sollten \n\nGase jedoch für die Erzeugung von Hochtemperatur-Prozesswärme in Industrie und \n\nGewerbe, im Schwer- und Langstreckenverkehr, für die Spitzenlastabdeckung in \n\nWärmenetzen und in effizienten Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen eingesetzt werden.  \n\nEin zweijähriges Dialogprojekt zur Zukunft der Gas-Verteilnetze mit Vertretern von \n\nGemeinden, Gasversorgern, Verbänden, Kantonen, der Wissenschaft und dem Bund \n\nkommt zu ähnlichen Schlüssen. Erneuerbare Gase sind nur begrenzt verfügbar und \n\nals speicherbarer Brenn-/Treibstoff daher besonders wertvoll. Um die Klimaziele zu \n\nerreichen, müssen sie künftig für diejenigen Anwendungen eingesetzt werden, in \n\ndenen wenige Alternativen bestehen, so zum Beispiel Spitzendeckung von Wärme-\n\nnetzen, Schwerverkehr, Prozess-wärme in der Industrie, oder auch Anlagen zur \n\nWärme-Kraft-Kopplung. Der langfristige Einsatz für Raumwärme ist nur in Ausnahme-\n\nfällen sinnvoll, in Gebieten mit schwieriger Ausgangslage für den Einsatz von lokal \n\nverfügbaren erneuerbaren Energien (beispielsweise eng gebaute Altstädte mit Denk-\n\nmalschutz- und Umweltvorschriften). \n\n \n\n Gasqualität \n\nIm Jahr 2017 begannen die Stadtwerke, im Standardgasmix einen Anteil \n\nBiogas vorzusehen. Dieser begann bei 5% und liegt seit Januar 2020 bei \n\n30%. Die Kundschaft kann den Anteil nach oben und unten verändern und \n\nspezifisch auch lokal produziertes Biogas bestellen. Ein grosser Teil der \n\nKundschaft nimmt keine Änderung am Standardmix vor. Im Jahr 2019 lag \n\nder Anteil Biogas im Standardmix bei 5%, am Gesamtabsatz lag der Anteil \n\nBiogas schliesslich bei gut 6%, also etwas höher als der Standardmix. Im \n\nKünftiger Einsatz \n\nfür Spitzendeckung \n\nvon Wärmenetzen? \n\nEinsatz von erneu-\n\nerbaren Gasen \n\nlangfristig für Pro-\n\nzesswärme, Ver-\n\nkehr, Spitzenlast \n\nund WKK  \n\n2020 knapp 30% \n\nBiogas \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 13 \n \n\n \n\nJahr 2020 lag der Standardmix bei 30%, die Stadtwerke gehen bis Ende \n\nJahr von einem Anteil am Gesamtabsatz von rund 29% aus.  \n\nDie Produktion der Anlage umfasste im Jahr 2019 rund 2.4 GWh bei einer \n\ntheoretischen Maximalproduktion der Anlage von 2.5 GWh. Das Biogas \n\nstammte 2019 zu 32% aus der eigenen Anlage. Mit dem stark gesteigerten \n\nAnteil von Biogas am Standardmix lag der Anteil 2020 noch bei rund 6% \n\naus der eigenen Biogasanlage.  Der übrige Anteil des abgesetzten Bioga-\n\nses stammt aus der europäischen Union über den Zukauf von entspre-\n\nchenden Zertifikaten.  \n\n \n\n Preisniveau \n\nDie Gaspreise in der Stadt Wetzikon gehören derzeit kantonal als auch \n\nschweizweit zu den tiefsten Preisen (siehe Abbildung 9). Dies gilt insbe-\n\nsondere für die Verbrauchertypen mit wenig Verbrauch (Einfamilienhäuser, \n\nkleine Mehrfamilienhäuser).  \n\n \n\nAbbildung 9: Vergleich des Gaspreises für ein Einfamilienhaus (Verbrauchertyp II) in Wetzikon \n\n(roter Punkt) mit den Preisen anderer Versorger in der Schweiz. (Quelle: gasprei-\n\nse.preisueberwacher.ch) \n\n \n\n Konzessionsabgabe  \n\nDerzeit gibt es in Wetzikon keine Gewinnabgabe für die Gasversorgung. Es \n\nbesteht eine Konzessionsabgabe auf Gas und Strom. Diese beträgt pro \n\nMesspunkt je 2.90 Fr. (exkl. MWSt.). Die jährlichen Erträge aus dieser Ab-\n\ngabe belaufen sich auf rund eine halbe Million Franken pro Jahr. Die Kon-\n\nzessionsabgabe ist nicht zweckgebunden. Die Stadt betreibt jedoch in etwa \n\ngleichem Umfang ein Förderprogramm für Energieeffizienz und erneuerba-\n\nren Energien.  \n\n \n\nBiogas grössten-\n\nteils aus der EU  \n\nim Vergleich sehr \n\ntiefe Gaspreise in \n\nWetzikon  \n\nKonzessionsabga-\n\nbe \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 14 \n \n\n \n\nBox: Politischer Hintergrund Wärmeversorgung Wetzikon  \n\nAm 29. November 2020 wurde eine Vorlage zur Wärmeversorgung der Stadt Wet-\n\nzikon von der Stimmbevölkerung mit einem Ja-Anteil von rund 85% angenommen.  \n\nZiel der Vorlage ist die Umwandlung der Wärmeversorgung zu einer nachhaltigen und \n\nCO2-armen Wärme- und Kälteversorgung. Die Stadt orientiert sich an den übergeord-\n\nneten energie- und klimapolitischen Zielen des Bundes. Dazu ist nun neu der Stadtrat \n\nneben der Ver- und Entsorgung mit Wasser, Abwasser, Energie und Abfall auch für \n\ndie Versorgung mit Wärme und Kälte verantwortlich. Er setzt sich für eine Wärme- \n\nund Kälteversorgung ein, welche möglichst auf Fernwärme der Kehrichtverwertung \n\nZürcher Oberland (KEZO) und der Abwasserreinigungsanlage (ARA) basiert und \n\nweitere erneuerbare und alternative Energiequellen berücksichtigt.  Damit sollen \n\nWärmeverbunde eine wichtige Rolle in der künftigen Wärmeversorgung spielen.  \n\nDazu erarbeitet der Stadtrat Varianten für einen Umsetzungsvorschlag und legt diese \n\nspätestens November 2023 dem Parlament vor.  \n\n \n\n \n\n1.3 Heutige Grundsätze für die Weiterentwicklung  \n\nIn den Jahren 2017 und 2018 wurde der Energieplan der Stadt Wetzikon \n\nüberarbeitet. In dem von Energiekommission und Baudirektion verabschie-\n\ndeten Plan finden sich diverse Grundsätze, welche heute für die Weiter-\n\nentwicklung des Gasnetzes gelten:  \n\n— Erschliessung von neuen Strassenzügen: Diese ist gemäss Energie-\n\nplan nur dann zulässig, «wenn die Versorgung ausschliesslich mit er-\n\nneuerbarem Gas erfolgt, erneuerbare Gase an den erneuerbaren Anteil \n\nder energetischen Gebäudevorschriften gemäss § 10a des kantonalen \n\nEnergiegesetzes anerkannt würden und die Erschliessung wirtschaftlich \n\nist.» Mit dieser sehr hohen Hürde werden heute keine neuen Strassen-\n\nzüge mehr erschlossen.  \n\n— Neue Gasanschlüsse: Diese «werden nur realisiert, wenn zugleich ein \n\nAnteil erneuerbarer Energie genutzt wird (z.B. Solarthermie).» Da heute \n\nim Standardgasmix 30% Biogas eingesetzt wird, werden in bestehenden \n\nNetzgebiete heute neue Gasanschlüsse gelegt. Wer heute in Wetzikon \n\nbei den Stadtwerken für die Installation einer Gasheizung anfragt, erhält \n\neine Offerte und wird darin aufgefordert, zuerst eine Energieberatung \n\nder Stadt in Anspruch zu nehmen. Die Teilnahme an dieser kostenlosten \n\nBeratung ist Voraussetzung für eine Installation. Zudem dürfen neue \n\nGaskunden den Anteil Biogas für ihren Bezug nicht reduzieren.  \n\n— Verkauf erneuerbare Gase: Die Stadtwerke setzen sich gemäss Ener-\n\ngieplan dafür ein, «dass neue Gaskundschaften erneuerbare Gase (Bi-\n\nogas/ synthetisches Gas) beziehen» und prüfen dazu «ob der Anteil er-\n\nneuerbarer Gase zur Erfüllung der kommunalen Ziele mit den Grundei-\n\ngentümerschaften vertraglich gesichert werden kann.» Über den Stan-\n\ndardmix werden heute alle Gaskunden und -kundinnen zum Bezug von \n\nerneuerbaren Gasen animiert. Der Bezug wird nicht vertraglich gesi-\n\nchert. Wie oben beschrieben, bleibt der grösste Anteil der Kundschaft \n\nbisher beim vorgeschlagenen Standardmix. \n\nZiel der Stadt ist \n\neine CO2-arme \n\nVersorgung mit \n\nWärmeverbunden \n\nGrundsätze des \n\nEnergieplans \n\nkeine neuen Er-\n\nschliessungen von \n\nStrassenzügen \n\nBiogas als \nBasis für neue \nAnschlüsse  \n\nBiogas als Stan-\n\ndardprodukt  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 15 \n \n\n \n\n \n\nBei stadteigenen Gebäuden und beim Erlass neuer oder der Revision be-\n\nstehender Gestaltungspläne gilt: \n\n— Bei Neuüberbauungen und Umstrukturierung bereits überbauter Areale \n\ndürfen höchstens 30% des zulässigen Wärmebedarfs für die Wärme- \n\nund Warmwassererzeugung mit fossilen Energien erzeugt werden.  \n\n— Bei umfassenden wärmetechnischen Sanierungen bereits überbauter \n\nAreale dürfen höchstens 50% des zulässigen Wärmebedarfs für die \n\nWärme- und Warmwassererzeugung mit fossilen Energien erzeugt wer-\n\nden.  \n\n— Der Heizwärmebedarf darf maximal 90% des jeweils maximal zulässigen \n\nGrenzwertes gemäss den kantonalen Wärmedämmvorschriften betra-\n\ngen. \n\n2. Rahmenszenarien  \n\nDie Gasversorgung ist sehr stark von politischen Rahmenbedingungen \n\nabhängig. Dazu gehören die Energie- und Klimapolitik, die immer stärkere \n\nInstrumente einsetzt, um fossile Energien durch erneuerbare Energien \n\n(z.B. Wärmepumpen mit erneuerbarem Strom, Holz, Biogas, erneuerbares \n\nsynthetisches Gas etc.) zu ersetzen. Zu diesen Rahmenbedingungen ge-\n\nhört auch die Wettbewerbspolitik, die derzeit eine Teilöffnung des Gas-\n\nmarktes vorsieht. Die künftige Entwicklung ist unklar, kann aber von der \n\nStadt Wetzikon kaum beeinflusst werden. Daher werden in diesem Bericht \n\nso genannte Rahmenszenarien entwickelt, anhand derer die weiter unten \n\ndargestellten strategischen Optionen auf ihre Eignung überprüft werden \n\nkönnen.  \n\nDer Fokus bei der Erarbeitung der Rahmenszenarien sind Rahmenbedin-\n\ngungen, welche die Gasversorgung stark beeinflussen können, (noch) nicht \n\nabschliessend beschlossen sind und welche die Stadt nicht oder kaum \n\nbeeinflussen kann. Mit diesem Fokus wurden folgende Rahmenszenarien \n\ndefiniert:  \n\n— Referenzszenario: heutige Rahmenbedingungen  \n\n— ambitionierte Energie- und Klimapolitik (ohne stärkere Liberalisierung) \n\n— stärkere Liberalisierung des Gasmarktes (ohne ambitionierte Klimapoli-\n\ntik) \n\n— kombiniertes Szenario mit einer ambitionierten Energie- und Klimapolitik \n\nsowie einer stärkeren Liberalisierung.  \n\nSowohl eine ambitioniertere Energie/Klimapolitik als auch eine stärkere \n\nLiberalisierung bilden starke aktuelle Trends ab. Dabei geht bei der Bildung \n\nder Szenarien explizit nicht darum, ob man das eine oder andere Szenario \n\nbefürwortet oder nicht. Die Szenarien dienen dazu, sich als Gedankenex-\n\nperiment die möglichen Auswirkungen zu überlegen, um mit einer Gesamt-\n\nsicht besser entscheiden zu können. Die Szenarien werden nachfolgend \n\nStadteigene Ge-\n\nbäude und Gestal-\n\ntungspläne  \n\nRahmenszenarien \n\nals Unterstützung \n\nder Analyse \n\nRahmenszenarien \n\nfür wichtige Fakto-\n\nren, die kaum \n\nbeeinflussbar sind \n\nSzenarien gehen \n\nnicht darum, ob \n\nman dafür oder \n\ndagegen ist \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 16 \n \n\n \n\nbeschrieben und in Kapitel 5 den strategischen Optionen gegenüberge-\n\nstellt.  \n\n \n\n2.1 Referenzszenario: heutige Rahmenbedingungen  \n\nDas Referenzszenario stellt die heutigen Rahmenbedingungen in der \n\nEnergie-, Klima und Wettbewerbspolitik dar. Als Referenz wird angenom-\n\nmen, dass diese sich künftig nicht verändern werden. Konkret bedeutet \n\ndies in der Energie- und Klimapolitik unter anderem:  \n\n— eine Fortführung der CO2-Abgabe von 96 Fr./t CO2 auf fossile Brenn-\n\nstoffe;  \n\n— eine Teilzweckbindung dieser CO2-Abgabe zur finanziellen Förderung \n\nvon energetischen Gebäudesanierungen und Heizungen mit erneuerba-\n\nren Energien;  \n\n— damit einhergehend eine kantonale Förderung von Wärmedämmungen, \n\nWärmepumpen, grossen Holzheizungen und Wärmenetz-Anschlüssen, \n\nergänzt durch eine kommunale Förderung von Wärmedämmungen, \n\nWärmepumpen und Solaranlagen (Strom/Wärme);  \n\n— eine nationale CO2-Kompensationspflicht der Treibstoffimporteure und \n\ndamit einhergehend die Ausrichtung von Beiträgen an beispielsweise \n\nWärmepumpen und Wärmenetzen;  \n\n— diverse nationale Instrumente zur Förderung der Energieeffizienz und \n\nerneuerbaren Energien im Bereich Industrie (Befreiung von der CO2-\n\nAbgabe durch Zielvereinbarungen, Teilnahme am Emissionshandelssys-\n\ntem, etc.) \n\n— kantonale Vorschriften im Gebäudebereich, die im Neubau einen Anteil \n\nerneuerbare Energien vorsehen; sowie die \n\n— Sensibilisierung und Beratung von diversen Akteuren für Energieeffizi-\n\nenz und erneuerbare Energien.  \n\nEine Modellierung dieses Referenzszenarios zeigt, dass die bestehenden \n\nMassnahmen zu einer Steigerung der Energieeffizienz sowie langfristig zu \n\neiner Abnahme des Absatzes von Gas als Energieträger führen (siehe Ab-\n\nbildung 10).  \n\n  \n\nWeiterführung von \n\nInstrumenten wie \n\nCO2-Abgabe, För-\n\nderung und kanto-\n\nnale Gebäudevor-\n\nschriften  \n\nRückgang der \n\nGasnachfrage \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 17 \n \n\n \n\n \n\n \n\nAbbildung 10: Beispielhafte Entwicklung der Zusammensetzung der Energieträger der Wärmever-\n\nsorgung im Referenzszenario. (Quelle: Wärmemodell EBP, angewendet für eine \n\nStadt mit ähnlicher Grösse und Struktur der Wärmeversorgung wie Wetzikon) \n\n \n\nWettbewerbspolitik: Zu welchem Grad die Gasversorgung derzeit liberali-\n\nsiert ist, ist nicht ganz einfach zu beschreiben. Gesetzliche Grundlage für \n\ndie Gasversorgung ist bisher nur das Bundesgesetz über Rohrleitungsan-\n\nlagen zur Beförderung flüssiger oder gasförmiger Brenn- oder Treibstoffe \n\nvom 4. Oktober 1963. Dieses Gesetz hält fest, dass Netzbetreiber ver-\n\npflichtet sind, vertraglich Transporte für Dritte zu übernehmen, wenn dies \n\ntechnisch möglich und wirtschaftlich zumutbar sind.  \n\nDe facto verfügten die Netzbetreiber über Jahrzehnte über eine Monopol-\n\nstellung in den Bereichen Netz und Gasverkauf. Vor rund zehn Jahren ver-\n\nsuchten erste Industriekunden, auf Grundlage des Rohrleitungsgesetzes \n\neine ausländische Belieferung mit Erdgas durchzusetzen. Als Folge ver-\n\neinbarte im Jahr 2012 die Gasbranche mit Verbänden der Industrie («Ver-\n\nbändevereinbarung»), unter welchen Bedingungen die Gasbranche den \n\nNetzzugang gewährt, nämlich sehr hohe Transportkapazitäten von mindes-\n\ntens 150 Normkubikmetern pro Stunde und den primären Einsatz des Ga-\n\nses als Prozessgas.  \n\nIm Jahr 2018 forderte auch ein kleiner Wärmekunde einen Netzzugang. Als \n\nihm dieser verweigert wurde, reichte er bei der Wettbewerbskommission \n\n(WEKO) eine Klage ein. Die WEKO untersuchte den Fall mit der Folge, \n\ndass der Versorger seit Sommer 2020 all seinen Kunden Netzzugang ge-\n\nwährt. Damit ist der Markt seither de facto auch für Kleinkunden offen. Da \n\njedoch kein rechtlicher Rahmen für einen liberalisierten Markt besteht (Bi-\n\nlanzierung, Messwesen, etc.), werden sich vermutlich in den nächsten Mo-\n\nnaten und Jahren in der Praxis eine Vielzahl unterschiedlicher Lösungen \n\nergeben.  \n\nDa bereits zum Zeitpunkt der Verbändevereinbarung unklar war, ob sie mit \n\ndem Kartellrecht vereinbar ist, beschloss der Bundesrat, ein neues Gas-\n\nversorgungsgesetz zu schaffen und damit für die nötige Rechtssicherheit \n\nzu sorgen. Er legte im Herbst 2019 eine entsprechende Vorlage zur Ver-\n\nnehmlassung vor. Darin sieht er eine Teilmarktöffnung ab 100 MWh Jah-\n\n0%\n\n20%\n\n40%\n\n60%\n\n80%\n\n100%\n\n2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050\n\nW\nä\nrm\n\ne\nv\ne\n\nrs\no\n\nrg\nu\nn\n\ng\n G\n\ne\nb\n\nä\nu\n\nd\ne\n\nHeizöl\n\nGas (fossil & erneuerbar)\n\nElektrizität\n\nÜbrige Erneuerbare\n\nLangfristiger Rück-\n\ngang des Absatzes \n\nan Gas \n\nWettbewerbspolitik: \n\nGesetzliche Grund-\n\nlage sieht Trans-\n\nportpflicht vor \n\nLiberalisierung für \n\nIndustriekunden \n\nseit 2012 \n\nLiberalisierung für \n\nKleinkunden seit \n\n2020 \n\nParallele Erarbei-\n\ntung eines Gasver-\n\nsorgungsgesetzes \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 18 \n \n\n \n\nresverbrauch vor. Würde das Gesetz in dieser Form in Kraft gesetzt, würde \n\nes die durch die WEKO durchgesetzte Liberalisierung wieder rückgängig \n\nmachen. Die Vorlage wird derzeit noch überarbeitet.  \n\nIm Rahmen dieses Berichts angenommen, dass als Referenzszenario der \n\nStand gemäss Verbändevereinbarung gilt, da dies der Stand ist, den die \n\nAkteure seit langem kennen. Dies im Wissen, dass er nicht mehr ganz den \n\naktuellen Rahmenbedingungen entspricht und zudem bald durch einen \n\nEntscheid des Parlamentes auch nochmals geändert werden könnte. \n\n \n\n2.2 Szenario Ambitionierte Energie- und Klimapolitik  \n\nWeltweit haben 187 von 194 Ländern das Pariser Klimaabkommen unter-\n\nzeichnet. Es verfolgt das Ziel, die globale Erwärmung auf unter 2°C, wenn \n\nmöglich auf 1.5°C zu beschränken. Was dieses Temperaturziel für den \n\nAusstoss von Treibhausgasemissionen bedeutet, hat die internationale \n\nForschungsgemeinschaft berechnet: Die weltweiten Emissionen müssen \n\ndazu bis 2050 auf netto null gesenkt werden. Die Schweiz hat das Abkom-\n\nmen auch unterzeichnet, der Bundesrat hat für das Jahr 2050 das Ziel von \n\nnetto null Emissionen beschlossen. Vor diesem Hintergrund werden derzeit \n\nauf kantonaler und nationaler Ebene die Instrumente angepasst, um dieses \n\nambitionierte Ziel zu erreichen.  \n\nDieses Szenario geht daher davon aus, dass die Klima- und Energiepolitik \n\nlangfristig ambitionierter ausgestaltet wird. Im Rahmen des vorliegenden \n\nBerichtes werden bewusst keine detaillierten politischen Massnahmen be-\n\nschrieben, da unterschiedliche Massnahmenpakete denkbar sind. Die zent-\n\nrale Annahme dieses Szenarios ist es, dass im Wärmebereich über zusätz-\n\nliche Massnahmen der Umstieg von Erdgas und Heizöl auf erneuerbare \n\nEnergien forciert wird. Zur Illustration, wie solche Massnahmen aussehen \n\nkönnten, werden in zwei Boxen weiter unten die entsprechenden Gesetzes-\n\nrevisionen auf kantonaler und nationaler Ebene dargestellt.  \n\n \n\n \n\nAbbildung 11: Beispielhafte Entwicklung der Zusammensetzung der Energieträger der Wärmever-\n\nsorgung in einem Szenario mit ambitionierter Energie- und Klimapolitik. (Quelle: \n\nWärmemodell EBP, angewendet für eine Stadt mit ähnlicher Grösse und Struktur \n\nder Wärmeversorgung wie Wetzikon) \n\n0%\n\n20%\n\n40%\n\n60%\n\n80%\n\n100%\n\n2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050\n\nW\nä\nrm\n\ne\nv\ne\n\nrs\no\n\nrg\nu\nn\n\ng\n G\n\ne\nb\n\nä\nu\n\nd\ne\n\nHeizöl\n\nGas (fossil & erneuerbar)\n\nElektrizität\n\nÜbrige Erneuerbare\n\nBisheriger Stand \n\ngilt als Referenz-\n\nszenario  \n\nAnpassung diver-\n\nser Instrumente, \n\num neues Ziel von \n\nnetto null Emissio-\n\nnen bis 2050 zu \n\nerreichen \n\nZusätzliche Mass-\n\nnahmen, um Um-\n\nstieg auf erneuer-\n\nbare Energien zu \n\nforcieren \n\nLangfristig stärke-\n\nrer Rückgang des \n\nAbsatzes nach Gas  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 19 \n \n\n \n\n \n\nWelche Bedeutung eine solche Entwicklung auf das Energiesystem der \n\nSchweiz haben kann, zeigen die Energieperspektiven 2050+ des Bundes \n\nauf3. Folgende Elemente werden in den Szenarien eingesetzt, um die \n\nTreibhausgasemissionen der Schweiz auf netto null zu senken:  \n\n— Umfassende Ausschöpfung der Potenziale zur Energieeffizienz \n\n— Wärme: sehr starker Ausbau von dezentralen Wärmepumpen, starker \n\nAusbau von Nah- und Fernwärmenetzen (Holz, Grosswärmepumpen, \n\nBiogas), darunter Ausbau von biogasbetriebenen Wärme-Kraft-\n\nKopplungs-Anlagen \n\n— Mobilität: starke Zunahme an batterieelektrischen Personenwagen (ca. \n\n3.6 Mio. Fahrzeuge bis 2050, damit einhergehend Ausbau der Batterie-\n\nkapazität der Schweiz), im Schwerverkehr Elektrifizierung, aber auch \n\nNutzung von erneuerbarem Wasserstoff und flüssigen strombasierte \n\nTreibstoffe \n\n— Stromproduktion: sehr starker Ausbau der Photovoltaik auf 34 TWh, \n\ndabei leichte Erhöhung des Winteranteils im Vergleich zu heute und \n\nlangfristig zusätzlich Ausbau von Batteriespeichern, Zubau der Wind-\n\nenergie auf 4 TWh, Ausbau der Wasserkraft um weitere 4 TWh \n\n— Erneuerbare synthetische Energieträger: Einsatz in Bereichen ohne Al-\n\nternativen, u.a. Schwerverkehr und Flugverkehr, dazu inländische Pro-\n\nduktion von erneuerbarem Wasserstoff über Laufwasserkraftwerke \n\nDie Auswirkungen eines solchen Szenarios sind  \n\n— Stromverbrauch: Steigerung des Stromverbrauchs von heute 66 TWh \n\nauf rund 84 TWh im 2050 (+27%, inklusive Elektrofahrzeuge, Wärme-\n\npumpen und Speicherpumpen).  \n\n— Stromimport: In Jahren mit geringem Niederschlag ist die Schweiz heute \n\nNettoimporteur von Strom, in Jahren mit viel Niederschlag Nettoexpor-\n\nteur. In den Energieperspektiven ist die Stromversorgung der Schweiz \n\nvon hohen Anteilen Wasserkraft und Photovoltaik geprägt, was zu ho-\n\nhen Sommeranteilen und tiefe Winteranteilen führt. Speicherkraftwerke \n\nund Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen können ihre Produktion zum Teil in \n\ndas Winterhalbjahr verschieben. Im Winterhalbjahr bleibt die Schweiz \n\nwie in den vergangenen Jahrzehnten jedoch Nettoimporteur. Daher ist \n\nfür die Klimabilanz der Schweizer Energieversorgung die Entwicklung \n\nder Stromproduktion in der EU von grosser Bedeutung. Eine kürzliche \n\nStudie der eingereichten Energiepläne aller Länder zeigt bis 2030 einen \n\nAnteil von 59% erneuerbarer Energie im EU Strommix4.  \n\n— Auslandabhängigkeit Gesamtenergie: Trotz höheren Stromimporten \n\nstarke Verringerung der Auslandabhängigkeit der gesamten Energiever-\n\nsorgung durch Energieeffizienz, der Abnahme des Verbrauchs fossiler \n\nBrenn- und Treibstoffe und starkem Zubau an inländischer Strompro-\n\nduktion. \n\n                                                   \n3 Bundesamt für Energie (2020): Energieperspektiven 2050+: Kurzbericht   \n\n4 Ember (November 2020): Vision or Division? What do National Energy and Climate Plans tell us about the \n\nEU power sector in 2030? \n\nBedeutung solcher \n\nMassnahmen auf \n\ndas Energiesystem \n\nAuswirkungen auf \n\ndas Energiesystem \n\nSchweiz \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 20 \n \n\n \n\n \n\nBox: Revision CO2-Gesetz  \n\nDas nationale CO2-Gesetz wird aktuell revidiert. Das Parlament hat im September \n\n2020 die Totalrevision zu Ende beraten und die Schlussversion in beiden Kammern \n\nmit grossen Mehrheiten angenommen. Für den Wärmebereich wichtige Entscheide \n\nsind5:  \n\n— Ab 2023 dürfen Neubauten durch ihre Heizung grundsätzlich keine CO2-\n\nEmissionen aus fossilen Brennstoffen verursachen.  \n\n— Die CO2-Abgabe bleibt bestehen und kann neu auf maximal 210 Fr. pro Tonne \n\nCO2 erhöht werden.  \n\n— Für Altbauten gelten ab 2023 stetig sinkende CO2-Grenzwerte für Gebäude. Der \n\nGrenzwert gilt in dem Moment, in dem eine Heizung ersetzt wird. Der Grenzwert \n\nliegt zu Beginn bei 20 kg CO2 pro Quadratmeter Energiebezugsfläche und soll in \n\nFünfjahresschritten um jeweils fünf Kilogramm reduziert werden, also bis auf 0 kg \n\nim Jahr 2043. Erneuerbare Gase können generell zu maximal 50 Prozent der Ziel-\n\nerreichung eingesetzt werden, im Fall von Effizienzmassnahmen bis zu 100 Pro-\n\nzent. \n\nEin Komitee aus Erdöl-Verbänden und autonahen Organisationen hat das Referen-\n\ndum ergriffen. Die Volksabstimmung erfolgt im Juni 2021.  \n\n \n\nBox: Revision Energiegesetz des Kantons Zürich  \n\nDas Energiegesetz des Kantons Zürich wird derzeit auch revidiert. Der Regierungsrat \n\nhat dem Parlament die Gesetzesrevision im Mai 2020 vorgelegt. Für den Wärmebe-\n\nreich wichtige Bestimmungen sind6:  \n\n— Der Energiebedarf von Neubauten für Heizungen muss im Grundsatz ohne CO2-\n\nEmissionen aus fossilen Brennstoffen gedeckt werden.  \n\n— Werden in bestehenden Bauten Heizungen ersetzt, müssen ausschliesslich er-\n\nneuerbare Energien eingesetzt werden, wenn dies technisch möglich ist und die \n\nLebenszykluskosten um höchstens 5% erhöht. Erneuerbare Gase aus dem Inland \n\nkönnen zur Erfüllung dieser Anforderung eingesetzt werden und müssen einmalig \n\nfür die voraussichtliche Lebensdauer der Heizung von 20 Jahre gekauft werden.  \n\nDie Vorlage liegt nun beim Kantonsrat. Die Energiekommission beantragt mit 11 zu 4 \n\nStimmen, die Vorlage mit einigen Änderungen anzunehmen. So sollen auch ausländi-\n\nsche Zertifikate angerechnet werden können, wenn sie im schweizerischen Treib-\n\nhausgasinventar angerechnet werden. Zudem soll eine Härtefalllösung ergänzt wer-\n\nden7. [Hier wird im Lauf der Zeit ergänzt, was der Stand ist – Behandlung im Rat \n\nvermutlich am 22. Februar abgeschlossen] \n\n \n\nFür die Wettbewerbspolitik geht dieses Szenario von unveränderten Rah-\n\nmenbedingungen aus.  \n\n \n\n                                                   \n5 Schlussabstimmungstext gemäss Bundesblatt 2020 7847 \n\n6 Regierungsratsbeschluss Nr. 405/2020: Energiegesetz, Änderung; Planungs- und Baugesetz, Änderung, \n\nAntrag an den Kantonsrat.  \n\n7 Medienmitteilung der Kommission für Energie, Verkehr und Umwelt des Kantonsrats Zürich vom 17. Dezem-\n\nber 2020 «KEVU verabschiedet Teilrevision des Energiegesetzes» \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 21 \n \n\n \n\n2.3 Szenario stärkere Liberalisierung des Gasmarktes \n\nDer aktuelle Trend geht klar in Richtung einer stärkeren Liberalisierung. \n\nDie Wettbewerbskommission hat im Sommer 2020 in der Zentralschweiz \n\nden Markt ganz geöffnet (siehe Kapitel 2.1). Im Herbst 2019 hat der Bun-\n\ndesrat in seinem Entwurf für ein neues Gasversorgungsgesetz eine \n\nTeilliberalisierung vorgeschlagen. Nach ihm soll der Markt für Kunden mit \n\neinem jährlichen Verbrauch von mindestens 100 MWh geöffnet werden. \n\nDas betrifft rund 10% aller Gaskunden in der Schweiz, die zusammen rund \n\n70% des abgesetzten Gases verbrauchen. Als einen der Gründe, den \n\nMarkt nur teilweise zu liberalisieren, gibt der Bundesrat an, dass die Ge-\n\nmeinden als Besitzerinnen damit die langfristige Transformation der Netze \n\ninklusive Stilllegungen besser planen können8. Bis zu einer möglichen In-\n\nkraftsetzung eines Gasversorgungsgesetzes werden noch mehrere Jahre \n\nvergehen (Überarbeitung Vorlage, Beratung im Parlament, allenfalls Refe-\n\nrendum).  \n\nWie im vorhergehenden Szenario werden auch hier bewusst keine Details \n\nfestgelegt. Im Rahmen der Vernehmlassung war beispielsweise insbeson-\n\ndere die Grenze von 100 MWh sehr umstritten. Die zentrale Annahme die-\n\nses Szenarios ist es, dass der Gasmarkt stärker liberalisiert wird als im \n\nReferenzszenario. Dies kann eine Teilliberalisierung oder eine vollständige \n\nLiberalisierung bedeuten.  \n\nMögliche Folgen einer Liberalisierung wurden im Rahmen der Erarbeitung \n\nder Gesetzesvorlage analysiert9. Zur Berechnung der volkswirtschaftlichen \n\nWirkung wurden konkrete Annahmen für die Schweiz aufgrund von Erfah-\n\nrungen im nahen Ausland getroffen (siehe Tabelle 2). So wurde angenom-\n\nmen, dass nach 10 Jahren Marktöffnung zwischen 25% bis 60% der Kund-\n\nschaft den Anbieter gewechselt hat und Preisreduktionen vor allem beim \n\nAnbieterwechsel gewährt werden. Das Reduktionspotenzial wurde auf zwi-\n\nschen 0.6 und 1 Rp./kWh geschätzt. Die Experten gingen zudem davon \n\naus, dass die Substitutionseffekte eher gering wären. Dies bedeutet, dass \n\nnicht viele Eigentümer wegen günstigeren Preisen von Heizöl auf Gas \n\nwechseln würden, da hier eher technische und politische Entwicklungen \n\nden Entscheid beeinflussen.  \n\n \n\n Gasmengen  Kum. Wechselrate 10 \n\nJahre nach Marktöff-\n\nnung \n\nPreisreduktion \n\nbei Wechsel-\n\nkunden \n\nPreisreduktion \n\nbei Bestandes-\n\nkunden  \n\nHaushalte 10.5 TWh (35%) 25% 1 Rp./kWh 0.1 Rp./kWh \n\nGewerbe 3.2 TWh (11%) 40% 0.6 Rp./kWh 0.06 Rp./kWh \n\nMittlere Industrie 6.5 TWh (22%) 60% 0.6 Rp./kWh 0.06 Rp./kWh \n\nGrosse Industrie  9.6 TWh (32%) (bereits liberalisiert)   \n\nTabelle 2: Annahmen der Wirkung der Liberalisierung gemäss Bundesamt für Energie  \n\n                                                   \n8 Gasversorgungsgesetz: Erläuternder Bericht zur Vernehmlassungsvorlage vom September 2019 \n\n9 BFE 2015: Studie betreffend möglicher Vorgehensweisen bei einer Öffnung des Schweizer Gasmarktes.  \n\nVorschlag Teil-\n\nmarktliberalisierung \n\nim Gasversor-\n\ngungsgesetz  \n\nZentrale Annahme: \n\nstärkere Liberali-\n\nsierung \n\nAuswirkung der \n\nLiberalisierung \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 22 \n \n\n \n\n \n\nFür die Energie- und Klimapolitik geht dieses Szenario von unveränderten \n\nRahmenbedingungen aus. Daher wird davon ausgegangen, dass die Ent-\n\nwicklung der eingesetzten Heizsysteme und Energieträger in etwa derjeni-\n\ngen des Referenzszenarios entspricht (siehe Abbildung 10).  \n\n \n\n \n\n2.4 Kombiniertes Szenario Klimapolitik / stärkere Liberalisierung \n\nDas kombinierte Szenario vereint die beiden oben beschriebenen Szenari-\n\nen.  \n\n  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 23 \n \n\n \n\n3. Grundsätze der Gasversorgung  \n\nAls Grundlage für die Weiterentwicklung der Gasversorgung haben die \n\nWerk- und Umweltkommissionen folgende Grundsätze einstimmig oder mit \n\ngrossen Mehrheiten festgehalten:  \n\n1. Der Absatz an Gas für Wärme wird mittel- und langfristig sinken. \n\nDie Wirtschaftlichkeit von Ersatzinvestitionen im Gasgeschäft wird \n\ndamit langfristig zurückgehen. \n\n2. Teile des Gasnetzes werden mittel- und langfristig nicht mehr kos-\n\ntendeckend betrieben werden können. \n\n3. Langfristig soll die gesamte Wärme erneuerbar erzeugt werden. Lo-\n\nkale Potenziale stehen dabei im Vordergrund, insbesondere die \n\nAbwärme der KVA, der ARA und die Nutzung der Umweltwärme mit \n\nWärmepumpen. \n\n4. Erneuerbares Gas leistet einen Beitrag zur Reduktion der CO2-\n\nEmissionen der Wärme; dafür wird erneuerbares Gas aus dem In-\n\nland und dem Ausland eingesetzt. Es soll unter anderem als Über-\n\ngangslösung bis zum Anschluss an ein Wärmenetz dienen. \n\n5. Konkurrierende Doppelnetze für die Feinverteilung werden nach \n\nMöglichkeit vermieden, es wird eine hohe Verdichtung der Netze \n\nangestrebt. \n\n4. Langfristige strategische Optionen (Blick 2050) \n\nDie Stadt Wetzikon möchte herausfinden, wie eine sorgfältige Transforma-\n\ntionsplanung an die Hand genommen werden kann. Es bestehen diverse \n\nOptionen, wie die bestehende Versorgung weiterentwickelt werden kann. \n\nEs werden daher in diesem Kapitel langfristige strategische Optionen auf-\n\ngezeigt und vor dem Hintergrund der Rahmenszenarien auf ihre Eignung \n\ngeprüft. Die Palette an möglichen Optionen ist bewusst breit gehalten. Die \n\nOptionen beziehen sich auf einen Zeithorizont von rund 30 Jahren bis zum \n\nJahr 2050. Die folgenden langfristigen Optionen werden je in einem Unter-\n\nkapitel kurz beschrieben:  \n\n— Netz aufrechterhalten («vollständiger Erhalt») \n\n— Netz aufrechterhalten und langfristig mit erneuerbarem Gas betreiben \n\n(«vollständiger Erhalt mit 100% erneuerbarem Gas») \n\n— Netz ausbauen («Ausbau») \n\n— Netz rasch vollständig stilllegen («rasche Stilllegung»)  \n\n— Netz nach Abschreibung stilllegen («langfristige Stilllegung»)  \n\n— Netz mittelfristig stilllegen («mittelfristige Stilllegung») \n\n— Netz je nach Rahmenszenario differenziert transformieren («differenzier-\n\nte Transformation»). \n\nFünf Grundsätze  \n\nBewusst sehr \n\nbreite Palette an \n\nOptionen mit Blick \n\nauf 2050  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 24 \n \n\n \n\nNach dem Beschrieb werden die Optionen den Rahmenszenarien gegen-\n\nübergestellt. Es wird geprüft, ob die Option innerhalb des Szenarios über-\n\nhaupt möglich ist und ob die Option für das jeweilige Szenario geeignet \n\nerscheint, vor allem aus den Blickwinkeln Betriebswirtschaft und Klima-\n\nschutz ( geeignet, () bedingt geeignet, () eher ungeeignet,  ungeeig-\n\nnet). Die Bewertung sagt nichts darüber aus, ob eine ambitionierte \n\nKlimapolitik oder die stärkere Liberalisierung erwünscht ist oder nicht, \n\nsondern lediglich, ob sich die Option eignet, falls dieses Szenario eintreffen \n\nsollte.  \n\nEine zusätzliche mögliche Option, nämlich der (Teil-)Verkauf des Netzes, \n\nwird nicht vor dem Hintergrund der Szenarien bewertet. Einerseits stellt \n\nsich auch im Fall eines Verkaufs die Frage, welche Rolle das Gasnetz in \n\nZukunft spielen soll (siehe Optionen oben und in den nächsten Unterkapi-\n\nteln). Andererseits bestehen zahlreiche offene Fragen zu dieser Option: \n\nFindet sich eine Käuferschaft? Falls ja, zu welchem Preis resp. zu welchen \n\nKonditionen? \n\n \n\n  \n\nPrüfung der Eig-\n\nnung der Optionen, \n\nkeine Aussage der \n\nErwünschtheit \n\nOption (Teil-\n\n)Verkauf nicht im \n\nFokus, weil sie \n\nnichts über die \n\nkünftige Rolle des \n\nNetzes aussagt \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 25 \n \n\n \n\n4.1 «vollständiger Erhalt» \n\n Beschrieb \n\nDiese Option sieht als Referenz vor, dass das Verteilnetz in etwa in der \n\nheutigen Ausdehnung weiter betrieben wird. Es erfolgt kein Ausbau, keine \n\nStilllegung, hie und da wird das Netz allenfalls verdichtet. Die Ersatzinvesti-\n\ntionen, um die Sicherheit und das Netz langfristig aufrecht zu erhalten, \n\nwerden entsprechend getätigt. Wie bisher ist ein Anteil des gelieferten Ga-\n\nses erneuerbarer Herkunft. \n\nUnabhängig vom Rahmenszenario besteht ein Zielkonflikt zwischen dem \n\nlangfristig vollständigen Erhalt des Netzes und dem Aufbau oder Ausbau \n\nvon Wärmeverbunden, wie beispielsweise auf der Basis der Abwärme der \n\nAbwasserreinigungsanlage oder der KEZO (Volksabstimmung Ende 2020). \n\nZwei Feinverteilnetze in den gleichen Strassenzügen konkurrenzieren sich, \n\nführen gegenseitig zu eher tieferen Anschlussdichten und damit einer tiefe-\n\nren Wirtschaftlichkeit.  \n\n \n\n Eignung je nach Rahmenszenario \n\nZusammengefasst wird die Option «vollständiger Erhalt» wie folgt beurteilt:  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«vollständiger Erhalt» () ()   \n\n \n\nDer «vollständige Erhalt» ist im Referenzszenario angesichts des noch \n\njungen Verteilnetzes kurz- und mittelfristig eine geeignete Option, langfris-\n\ntig eine nur bedingt geeignete Option. Die heute bereits bestehenden In-\n\nstrumente des Energie- und Klimaschutz und der Klimawandel führen lang-\n\nfristig zu einer Reduktion des Absatzes. So müsste auch im Referenzsze-\n\nnario geprüft werden, ob langfristig die notwendigen Ersatzinvestitionen \n\nrentabel sind.  \n\nDer «vollständige Erhalt» ist bedingt geeignet für das Szenario einer stär-\n\nkeren Liberalisierung. Wie im Referenzszenario ist auch hier aufgrund der \n\nbereits bestehenden politischen Rahmenbedingungen langfristig mit einem \n\nRückgang des Absatzes zu rechnen, dem begegnet werden muss. Durch \n\ntendenziell sinkende Preise für die Kunden steigt die Konkurrenzfähigkeit \n\nvon Gas gegenüber anderen Energieträgern und vermag damit möglicher-\n\nweise den Absatzrückgang zu bremsen. Heute werden die Geschäftsfelder \n\nNetzbetrieb und Gasverkauf gemeinsam betrachtet und daher auch die \n\nGewinnmarge gemeinsam optimiert. Die Entkopplung der Geschäftsfelder \n\ndurch die stärkere Liberalisierung, mit der einhergehenden höheren Trans-\n\nparenz von Netz- und Energiekosten führt hier zu Verschiebungen gegen-\n\nüber der heutigen Handhabung.  \n\nWird die Energie- und Klimapolitik wie geplant deutlich ambitionierter, ist \n\nder vollständige Erhalt mittel- und langfristig keine geeignete Option mehr. \n\nDie neuen Instrumente führen verstärkt dazu, dass Eigentümer auf Wär-\n\nkein Ausbau, keine \n\nStilllegung \n\nZielkonflikt mit \n\nWärmeverbunden \n\nBeurteilung \n\nlangfristig nicht \n\ngeeignet wegen \n\nsinkenden Absat-\n\nzes  \n\nTiefere Preise \n\ndurch Liberalisie-\n\nrung kann Rück-\n\ngang eventuell \n\nbremsen \n\npotenzielle Ab-\n\nwärtsspirale \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 26 \n \n\n \n\nmeverbunde, Wärmepumpen oder Holzheizungen umsteigen und somit für \n\ndie Gasversorger als Kunden verloren gehen (linker hellblauer Pfeil in der \n\nAbbildung). Damit müssen die Kosten für das Gasnetz auf weniger Kunden \n\nverteilt werden, die Netzkosten steigen für die übrigen Kunden (roter Pfeil). \n\nDie Energie- und Klimapolitik verteuert die Gasversorgung bereits heute \n\ndirekt, so über die Forderung nach erneuerbarem Gas oder die steigende \n\nCO2-Abgabe auf fossilen Brennstoffen (rechter hellblauer Pfeil). Die über \n\ndiese Mechanismen verteuerte Gasversorgung kann je nach Entwicklung \n\nder Alternativen wiederum zu einem weiteren Rückgang der Gasnachfrage \n\nführen, potenziell kommt es zu einer «Abwärtsspirale»10. \n\n \n\nAbbildung 12: Wirkung einer ambitionierten Energie- und Klimapolitik auf die Gasversorgung \n\nIn einem solchen Szenario führt das Aufrechterhalten des gesamten Net-\n\nzes langfristig zu einem so starken Anstieg der Netzkosten, dass die Lö-\n\nsung Gas sehr teuer und vermutlich nicht mehr konkurrenzfähig wird. Es \n\nbesteht damit das Risiko gestrandeter Investitionen, wenn weiterhin alle \n\nLeitungen telquel nach (oder teilweise vor) Ablauf ihrer Abschreibungsdau-\n\ner ersetzt werden, und langfristig ausserordentlich abgeschrieben werden \n\nmüssten.  \n\nIm kombinierten Szenario führen wie im Szenario Energie-/Klimapolitik die \n\nneuen Instrumente zu einem Verlust der Kunden und einer Steigerung der \n\nKosten für die verbleibenden Kunden. Die stärkere Liberalisierung vermag \n\nden Verlust der Kunden nur wenig zu verlangsamen.  \n\n \n\n \n\n4.2 «vollständiger Erhalt mit 100% erneuerbarem Gas» \n\n Beschrieb  \n\nEine mögliche Reaktion auf die ambitioniertere Energie- und Klimapolitik ist \n\nes, das Verteilnetz aufrechtzuerhalten, es aber langfristig nur mit erneuer-\n\n                                                   \n10 Das Gasnetz in der Energieversorgung der Zukunft. Ein Ratgeber für Gemeinden und Gasversorger. 2 020. \n\nGefahr gestrande-\n\nter Investitionen  \n\nEignung wie im \n\nSzenario Ener-\n\ngie/Klimapolitik \n\nkein Ausbau, keine \n\nStilllegung, 100% \n\nerneuerbares Gas \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 27 \n \n\n \n\nbarem Gas zu betreiben. Erneuerbare Gase, ob Biogas oder erneuerbares \n\nsynthetisches Gas, sind chemisch identisch mit Erdgas (Methan) und kön-\n\nnen daher in allen heutigen Anwendungen gleichermassen eingesetzt wer-\n\nden.  \n\nWie bei der ersten Handlungsoption besteht auch hier ein Zielkonflikt zwi-\n\nschen dem langfristig vollständigen Erhalt des Netzes und dem Aufbau \n\noder Ausbau von Wärmeverbunden, wie gemäss Volksabstimmung Ende \n\n2020 erwünscht.  \n\n Eignung je nach Rahmenszenario \n\nZusammengefasst wird die Option «vollständiger Erhalt mit 100% erneuer-\n\nbarem Gas» wie folgt beurteilt:  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«vollständiger Erhalt mit \n\n100% erneuerbarem Gas» \n  () () \n\n \n\nDer «vollständige Erhalt mit 100% erneuerbarem Gas» ist im Referenzsze-\n\nnario keine geeignete Option. Erneuerbares Gas ist eine deutlich teurere \n\nRessource als Erdgas. Das führt dazu, dass Kunden sowohl zu Wärme-\n\npumpen und Holzheizungen wechseln, aber auch zu Ölheizungen, da der \n\nEinsatz von Heizöl im Referenzszenario weiterhin erlaubt ist und günstig \n\nzur Verfügung steht. Mit dem Verlust der Kunden steigen die Netznut-\n\nzungskosten für die übrigen Kunden, es kommt zu einer Ausdünnung der \n\nNachfrage und einem langsamen, aber stetigen Anstieg der Netznutzungs-\n\nkosten.  \n\nIm Szenario einer stärkeren Liberalisierung ist ein vollständiger Betrieb mit \n\nerneuerbarem Gas nicht möglich, weil der Markt (teilweise) geöffnet ist. Die \n\nKunden mit Marktzugang können bei jedem Anbieter Gas von jeder Quali-\n\ntät beziehen, also auch nur Erdgas. Würden die Stadtwerke Wetzikon \n\ntrotzdem nur ausschliesslich erneuerbare Gase anbieten, wären sie kaum \n\nkonkurrenzfähig und würden wohl einen grossen Anteil der Energie-\n\nKunden an andere Gasanbieter verlieren. Es ist nicht gegeben, dass be-\n\nsonders umweltfreundliche Kunden auf 100% Biogas setzen. Ein Teil der \n\numweltfreundlichen Kunden würde beim Ersatz der Gasheizung ganz auf \n\neinen anderen Energieträger wechseln. \n\nIm Fall einer ambitionierteren Energie- und Klimapolitik gelten im Grund-\n\nsatz weiterhin die Mechanismen, wie sie bereits bei der Option «vollständi-\n\nger Erhalt» weiter oben beschrieben werden (Abbildung 12 auf Seite 26). \n\nIm Gegensatz zum Referenzszenario ist jedoch Heizöl nicht mehr in glei-\n\nchem Mass verfügbar und/oder günstig. In diesem Szenario ist für die Gas-\n\nversorgung entscheidend, wie die politischen Instrumente den Einsatz er-\n\nneuerbarer Gase bewerten (Anerkennung generell, Anforderungen an Her-\n\nkunft und Ökobilanz der Gase). So ist im CO2-Gesetz verankert (siehe Ka-\n\npitel 2.2), dass erneuerbare Gase für die Zielerreichung zu 50% anerkannt \n\nwerden und im Fall von Energieeffizienz Massnahmen zu 100%. So könn-\n\nten nicht alle Gebäude Biogas als Lösung wählen, womit sie der Gasver-\n\nZielkonflikt mit \n\nWärmeverbunden \n\nBeurteilung \n\nhohe Kosten führen \n\nzu Kundenverlust  \n\n100% erneuerbares \n\nGas im Szenario \n\neiner stärkeren \n\nLiberalisierung \n\nnicht möglich \n\nstark von den \n\nDetails der Vor-\n\nschriften abhängig \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 28 \n \n\n \n\nsorgung als Kunde verloren gehen. In der Vorlage zum kantonalen Ener-\n\ngiegesetz müssten die erneuerbaren Gase im vollen Umfang beim Kauf der \n\nHeizung bezahlt werden, womit eine Hürde für diese Lösung geschaffen \n\nwird. Unabhängig von diesen beiden Vorlagen ist davon auszugehen, dass \n\neine ambitionierte Politik Anreize setzt, erneuerbare Gase langfristig dort \n\neinzusetzen, wo es keine Alternativen gibt, also explizit nicht für die \n\nRaumwärme.  \n\n \n\nBox: Inländische Verfügbarkeit von erneuerbaren Gasen  \n\nBiogas: Der Anteil der inländischen Biogasproduktion am gesamten Gasverbrauch \n\nliegt heute bei 4%, der Anteil im Gasnetz bei knapp 1%11. Es gibt in der Schweiz \n\ndiverse Studien, welche das Potenzial von Biomasse in der Schweiz zur Produktion \n\nvon Biogas abschätzen12. Die Studien schätzen das nutzbare Potenzial auf zwischen \n\n4 und 6.6 TWh Biogas. Die Menge Biogas, die ins Netz eingespeist werden kann, ist \n\ngeringer und wird auf zwischen 3.7 und 5.2 TWh Biogas eingeschätzt. Bei einer vol-\n\nlen Ausschöpfung des inländischen Potenzials könnte man Biogas im Umfang von \n\nrund 10 bis 15% des heutigen Gasverbrauchs ins Netz einspeisen. Biogas aus dem \n\nAusland ist in grösseren Mengen verfügbar. \n\nKommentar zur Nutzung von Holz zur Produktion von Biogas: Die oben genannten \n\nZahlen zum Potenzial beinhalten teilweise bereits die Nutzung von verholzter Bio-\n\nmasse, jedoch unter Berücksichtigung der Konkurrenz zwischen stofflicher und Ener-\n\ngienutzung. Dies bedeutet, dass der stofflichen Nutzung gemäss Ressourcenpolitik \n\nHolz des Bundes13 Priorität eingeräumt wird. Als Baustoff kann Holz als erneuerbarer \n\nund klimaneutraler Rohstoff andere energieintensive Materialien ersetzen – und am \n\nEnde der Lebensdauer immer noch als Altholz energetisch genutzt werden. Wird das \n\nHolz zuerst stofflich genutzt, ist dies aus Sicht Energie und Klima optimal. Dasjenige \n\nHolz, das nicht stofflich genutzt werden kann, ist begrenzt und soll gemäss Ressour-\n\ncenpolitik so effizient genutzt werden wie möglich, also mit einer maximalen Substitu-\n\ntionswirkung für fossile Rohstoffe. Der Fokus liegt daher auf der direkten Verbren-\n\nnung zur Wärmeproduktion und der kombinierten Wärme- und Stromproduktion.  \n\nErneuerbares synthetisches Gas: Methan kann heute mit einem Wirkungsgrad von \n\nrund 55 Prozent aus Strom synthetisch hergestellt werden («Power-to-Gas»). Als \n\nZwischenschritt entsteht dabei erneuerbarer synthetischer Wasserstoff. Das ökologi-\n\nsche Potenzial von inländischem erneuerbaren, synthetischen Gas beläuft sich auf \n\nrund 5 bis 15% des heutigen Gasverbrauchs14. Diese Schätzung beruht auf der \n\nAnnahme, dass in der Schweiz Photovoltaik massiv ausgebaut wird (Belegung von \n\nca. 50 Prozent aller dafür mindestens «gut» geeigneten Dächer in der Schweiz). Zu \n\ndiesem «ökologischen Potenzial» werden nur die Mengen an Gas gezählt, die mit \n\n«überschüssigem» erneuerbaren Strom produziert werden, also wenn die übrige \n\nStromnachfrage bereits vollständig erneuerbar gedeckt ist. Denn der direkte Einsatz \n\nvon erneuerbarem Strom ist in jedem Fall viel klimafreundlicher als die Herstellung \n\nvon Gas. \n\n  \n\nKombiniertes Szenario: Müssen langfristig alle Gebäude erneuerbar be-\n\nheizt werden, ist grundsätzlich ein Betrieb mit 100% erneuerbarem Gas \n\n                                                   \n11 EBP (2019). Die Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich. Fachbericht November 2019.  \n\n12 Die drei Studien sind: ACT 2012: Ressourcen- und Klimaeffizienz in der Landwirtschaft: Potenzialanalyse; E-\n\nCube Strategy Consultants 2018: Schweiz Erneuerbares Gas: Einspeisepotenzial von er-neuerbarem Gas \n\nin das Schweizer Netz bis 2030. Studie im Auftrag der EnFK; SCCER Biosweet 2017: Biomassenpotenzial \n\nder Schweiz für die energetische Nutzung.  \n\n13 BAFU, BFE und SECO 2017: Ressourcenpolitik Holz: Strategie, Ziele und Aktionsplan Holz \n\n14 EBP (2019). Die Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich. Fachbericht November 2019.  \n\nEignung wie im \n\nSzenario Ener-\n\ngie/Klimapolitik \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 29 \n \n\n \n\nauch in einem stärker liberalisierten Markt möglich, weil dann alle Anbieter \n\nerneuerbares Gas verkaufen. Es gelten hingegen immer die Argumente der \n\nEnergie- und Klimapolitik, welche Anreize setzt, im Bereich Raumwärme \n\nAlternativen zu Gas (Erdgas/erneuerbares Gas) zu schaffen. Somit wird \n\ndieses Szenario als eher ungeeignet betrachtet.  \n\n \n\n4.3 «Ausbau» \n\n Beschrieb  \n\nEine denkbare Option ist es, das Verteilnetz weiter auszubauen. Innerhalb \n\nder Gemeinde ist das Potenzial nahezu schon ausgeschöpft, auch bereits \n\nin wenig dichten Gebieten. Über die Stadtgrenze hinweg sind die dicht be-\n\nsiedelten Gebiete bereits mit Gas versorgt (Uster durch Energie Uster, \n\nGossau durch die EZO, Hinwil durch die Gemeindewerke Rüti, Pfäffikon \n\ndurch die Gemeindewerke Pfäffikon).  \n\n Eignung je nach Rahmenszenario \n\nDa die Stadt bereits flächendeckend versorgt ist und die benachbarten \n\nGemeinden auch bereits mit Gas versorgt sind, wird der Ausbau in allen \n\nvier Szenarien als nicht möglich/geeignet eingeschätzt.  \n\nZusammengefasst wird die Option «Ausbau» wie folgt beurteilt:  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«Ausbau»     \n\n \n\n4.4 «rasche Stilllegung» \n\n Beschrieb  \n\nUm möglichst früh den Einsatz von Erdgas zu reduzieren, kann das gesam-\n\nte Verteilnetz rasch und vollständig stillgelegt werden. Unter «rasch» wird \n\nein Zeitraum von 10 bis 15 Jahren angenommen. Gemäss Branchenstan-\n\ndard werden Leitungen nach 50 Jahren abgeschrieben. Das Wetziker Netz \n\nist sehr jung. Rund 70% der Leitungen sind jünger als 30 Jahre (siehe Ab-\n\nbildung 3) und würden damit im Rahmen der Option «rasche Stilllegung» \n\nvor dem Ende ihrer Abschreibungsdauer stillgelegt. Der Restwert der heute \n\nvorhandenen Infrastruktur beträgt zwischen 2030 bis 2035 zwischen 7 und \n\n9 Mio. Fr. (siehe auch Abbildung 4 auf Seite 7). Zu den Kosten einer vor-\n\nzeitigen Abschreibung kommt der Ausfall der Erträge in den «verlorenen» \n\nJahren. Um diese Kosten je nach Rahmenszenario zu beziffern, müssten \n\ndie Rahmenszenarien für Wetzikon im Detail modelliert werden, was im \n\nRahmen der Arbeiten nicht möglich war.  \n\nFindet die Stilllegung vor dem Jahr 2040 statt, bedeutet dies für einen Teil \n\nder heutigen Gaskunden, dass sie ihre Gasheizung vor dem Ende ihrer \n\ntypischen technischen Lebensdauer nicht mehr nutzen können und erset-\n\nzen müssen. Hier stellt sich die Frage nach der Auszahlung von Restwer-\n\ntentschädigungen vom Versorger an die Kunden. Die Auswertungen der \n\ngeeignete Gebiete \n\nbereits versorgt \n\nunmöglich oder \n\nnicht geeignet \n\nBeurteilung \n\nZeithorizont von 10 \n\nbis 15 Jahren  \n\nvorzeitiger Ersatz \n\nvon Heizungen  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 30 \n \n\n \n\nGasheizungen in Abbildung 7 und Abbildung 8 (Kapitel 1.2) zeigt, dass der \n\nRestwert der heutigen Heizungen (Einbau bis und mit 2019) im Jahr 2030 \n\nbei rund 5.5 Mio. Fr., im Jahr 2035 bei rund 0.6 Mio. Fr. liegt. Hinzu kommt \n\nder Restwert aller Heizungen, die ab 2020 eingebaut und ersetzt werden.  \n\nEine rasche Stilllegung kann unabhängig vom Rahmenszenario zu einer \n\nkurzfristigen Verschlechterung der Versorgungssicherheit führen, weil die \n\nStromverteilnetze für die vielen neuen Wärmepumpen nicht rasch genug \n\nausgebaut werden können. Für das konkrete Stromnetz der Stadt Wetzikon \n\nist eine entsprechende Analyse noch nicht vorgenommen worden. Auch \n\nunabhängig vom Rahmenszenario ist das Image einer solchen Lösung \n\nschlecht. Die wenigen Versorger, die bisher Kunden informiert haben, dass \n\nsie ihre Gasheizung nicht bis zum Ende der Lebensdauer nutzen können, \n\nhaben dazu grossen Widerstand erfahren.  \n\nErfolgt eine Stilllegung sehr rasch und unkoordiniert, kann dies den Auf- \n\nund Ausbau von Wärmeverbunden erschweren. Ist bspw. ein Wärmever-\n\nbund wie derjenige der ARA oder der KEZO geplant, aber noch nicht vor \n\nOrt, kann die Stilllegung von Gasleitungen dazu führen, dass die Eigentü-\n\nmer auf andere Heizungstechnologien umstellen und danach für den Wär-\n\nmeverbund «verloren» sind.  \n\nDie Stilllegung des Verteilnetzes beeinflusst die (saisonale) Speicherung \n\nvon erneuerbarem Gas nicht. Das gesamte Schweizer Verteilnetz verfügt \n\nüber eine Speicherkapazität von nur rund 0.2 TWh15. Mit der so gespei-\n\ncherten Menge könnte man den durchschnittlichen Schweizer Gasver-\n\nbrauch während nur 3 Minuten decken. \n\n Eignung je nach Rahmenszenario \n\nZusammengefasst wird die Option «rasche Stilllegung» wie folgt beurteilt:  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«rasche Stilllegung»   () () \n\n \n\nEine rasche Stilllegung ist in allen Szenarien theoretisch möglich. Im Refe-\n\nrenzszenario wird die Option nicht als geeignet betrachtet, da aus be-\n\ntriebswirtschaftlicher Sicht die Netze noch nicht abgeschrieben sind und \n\naus Klimasicht die Stilllegung zu einem vermehrten Wechsel auf Ölheizun-\n\ngen führen kann. Der Aufbau von Wärmenetzen wird gefährdet, indem der \n\nrasche Umstieg auf Wärmepumpen gefördert wird. \n\nIm Szenario einer stärkeren Liberalisierung ist die Option in etwa gleich zu \n\nbeurteilen wie im Referenzszenario. \n\nIm Szenario einer ambitionierteren Energie- und Klimapolitik gelten weiter-\n\nhin die betriebswirtschaftlichen Nachteile für den Versorger und die vorzei-\n\ntige Umstellung für die Kunden. Aus Klimasicht ist die Option positiv und \n\nnegativ zu bewerten. Da nicht oder kaum auf Heizöl gewechselt werden \n\nkann, besteht dieses Risiko des Referenzszenarios hier nicht mehr. Die \n\n                                                   \n15 ET 2016: Speicherkapazität von Erdgas in der Schweiz \n\npotenzielle Ver-\n\nschlechterung \n\nVersorgungssi-\n\ncherheit und \n\nImageschaden  \n\nKoordination mit \n\nWärmeverbunden  \n\nSpeicherung von \n\nerneuerbarem Gas \n\nnicht beeinflusst  \n\nBeurteilung \n\nWechsel auf Ölhei-\n\nzungen mitdenken \n\nbetriebswirtschaft-\n\nliche Nachteile, aus \n\nKlimasicht Vor- und \n\nNachteile  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 31 \n \n\n \n\nfrühe Stilllegung führt zu einem raschen Wechsel von Gasheizungen auf \n\nandere Technologien. Dies würden den Verbrauch von Erdgas vermutlich \n\nrascher senken als die Energie- und Klimapolitik alleine. Negativ zu bewer-\n\nten ist die Tatsache, dass der rasche Wechsel auf Wärmepumpen und \n\nHolzheizungen den wirtschaftlichen Betrieb von Wärmenetzen gefährden \n\nkann, wenn diese nicht schnell genug gebaut werden können. Somit wür-\n\nden wertvolle Abwärmequellen womöglich für einen Verbund nicht genutzt \n\nund der Stromverbrauch im Winter würde aufgrund der Wärmepumpen \n\n«unnötig» erhöht. Schliesslich ist nach einer ersten Aufstellung der Ver-\n\nwendungszwecke (siehe Seite 11) noch nicht klar, ob es für einige wenige \n\nAnwendungen (z.B. Spitzenlast / Redundanz) einen Teil des Verteilnetzes \n\nnoch braucht. Die Nachteile bezüglich Versorgungssicherheit und Image \n\ngelten hier weiterhin.  \n\nDas kombinierte Szenario ist in etwa gleich zu beurteilen wie das Szenario \n\nEnergie- und Klimapolitik.  \n\n \n\n4.5 «mittelfristige Stilllegung» \n\n Beschrieb \n\nEine mittelfristige Stilllegung würde über einen Zeithorizont von rund 20 bis \n\n30 Jahren erfolgen. Abgeschriebene Leitungen würden grösstenteils lau-\n\nfend nicht ersetzt bei allfälligen Ausnahmen zur Koordination mit dem Bau \n\nvon Wärme- und Kältenetzen. Spätestens nach Ablauf der gesetzten Frist \n\nwürden alle Leitungen stillgelegt. Diverse Nachteile einer raschen Stillle-\n\ngung können damit verhindert werden: \n\n Mit einem Zeithorizont von 20 bis 30 Jahren können alle heute be-\n\nstehenden Heizungen abgeschrieben werden.  \n\n Die allfällig kurzfristige Verschlechterung der Versorgungssicherheit \n\nwegen der Stromverteilnetze aufgrund der Wärmepumpen kann mit \n\ngenügend Vorlauf verhindert werden.  \n\n Zudem lässt der Zeithorizont auch genügend Zeit für den Auf - und \n\nAusbau von Wärmeverbunden.  \n\nEine Stilllegung in 20 bis 30 Jahren führt dazu, dass ein Teil der Gasleitun-\n\ngen immer noch nicht nach aktuell gültigen Vorgaben (50 Jahre) abge-\n\nschrieben ist. Der Restwert der heutigen Infrastruktur beträgt 2040 noch 5 \n\nMio. Fr. und 2050 noch 2 Mio. Franken. Um den Betrieb bis ans Ende si-\n\ncher aufrecht zu erhalten, müssen jedoch noch Investitionen getätigt wer-\n\nden. Damit wird der nicht abgeschriebene Restwert tatsächlich höher aus-\n\nfallen.  \n\n  \n\nStilllegung nach 20 \n\nbis 30 Jahren \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 32 \n \n\n \n\n Eignung je nach Rahmenszenario \n\nZusammengefasst wird die Option «mittelfristige Stilllegung» wie folgt beur-\n\nteilt:  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«mittelfristige Stilllegung» () () () () \n\n \n\nIm Referenzszenario ist die Stilllegung nach 20 bis 30 Jahren betriebswirt-\n\nschaftlich nicht erwünscht, da Teile des Netzes auch langfristig betriebs-\n\nwirtschaftlich weiter rentabel betrieben werden können. Der Nachteil ist \n\nkleiner als bei der raschen Stilllegung und kann je nach Entwicklung der \n\nrechtlichen Grundlagen über eine Anpassung der Abschreibungen und Ta-\n\nrifstrukturen verringert werden. Die Option führt dazu, dass die Eigentümer \n\nihre Gasheizungen mit anderen Technologien ersetzen. Die Bewertung aus \n\nKlimasicht hängt stark davon ab, wie sich der Wärmemix dadurch verän-\n\ndert. Da im Referenzszenario von einem relevanten Biogasanteil ausge-\n\ngangen wird und Eigentümer neben erneuerbaren Energien auch zu Ölhei-\n\nzungen wechseln könnten, wird der Wärmemix durch die Stilllegung ver-\n\nmutlich nur wenig klimafreundlicher. Schliesslich ist wie bei der raschen \n\nStilllegung noch nicht klar, ob es für einige wenige Anwendungen einen \n\nTeil des Verteilnetzes noch braucht und daher die vollständige Stilllegung \n\nnicht sinnvoll ist. Bei der mittelfristigen Stilllegung besteht jedoch noch län-\n\nger Zeit, dies zu prüfen. Insgesamt wird die Option als eher ungeeignet \n\nbeurteilt. \n\nIm Szenario einer stärkeren Liberalisierung ist die Option betriebswirt-\n\nschaftlich ähnlich zu beurteilen wie die Referenz. Einerseits sinken bei ei-\n\nner stärkeren Liberalisierung die Margen, was Stilllegungen in der Tendenz \n\netwas geeigneter macht als im Referenzszenario. Andererseits führen aber \n\ntiefere Preise zu einer höheren Konkurrenzfähigkeit von Gas gegenüber \n\nden Alternativen. Aus Klimasicht wird die Option jedoch positiver bewertet. \n\nIn diesem Szenario wird davon ausgegangen, dass der Anteil Biogas im \n\nGasnetz wegen der Liberalisierung deutlich tiefer ist als im Referenzszena-\n\nrio. Somit führt die Stilllegung des Netzes entsprechend zu einer stärkeren \n\nReduktion der Treibhausgasemissionen. Deswegen wird die Option insge-\n\nsamt als eher geeignet beurteilt. \n\nIm Szenario einer ambitionierteren Energie- und Klimapolitik bestehen be-\n\ntriebswirtschaftliche Vorteile gegenüber der raschen Stilllegung, da länger \n\nErträge mit der bestehenden Infrastruktur generiert werden können. Ein \n\nTeil der Leitungen wäre bis 2040/2050 noch nicht abgeschrieben. Hier be-\n\nstehen aktuell Möglichkeiten zur früheren Abschreibung und eventuell auch \n\nzur Anpassung der Tarife (siehe Kapitel 5.3). Ob das künftige Gasversor-\n\ngungsgesetz dies erlauben wird, ist unklar. Aus Klimasicht ist die mittelfris-\n\ntige Stilllegung positiv zu beurteilen. Sie erlaubt genügend Zeit für den \n\nAufbau von Wärmeverbunden und führt dazu, dass die Eigentümer beim \n\nHeizen erneuerbare Energien einsetzen. Der Wechsel auf Ölheizungen ist \n\ndabei kaum oder nicht möglich. Die Option führt dazu, dass erneuerbare \n\nGase in einer Transformationsphase für eine Ökologisierung der Raum-\n\nBeurteilung \n\nweder betriebswirt-\n\nschaftlich noch aus \n\nKlimasicht beson-\n\nders geeignet  \n\nähnlich wie Refe-\n\nrenzszenario, aber \n\nvorteilhafter aus \n\nKlimasicht \n\naus Klimasicht \n\nsinnvoll, mit eini-\n\ngen Fragen  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 33 \n \n\n \n\nwärme eingesetzt werden, langfristig aber den Verwendungszwecken mit \n\nwenigen Alternativen zur Verfügung stehen. Da bei dieser Option wegen \n\nder Stilllegung vor Ende der Abschreibungsdauer zusätzliche Kosten be-\n\nstehen (die je nach Handhabung der Versorger oder die Kunden tragen) \n\nund zudem die offene Frage im Raum bleibt, ob es für wenige Anwendun-\n\ngen einen Teil des Verteilnetzes noch braucht, wird diese Option im Fazit \n\nin diesem Szenario als eher geeignet eingestuft. \n\nIm kombinierten Szenario ist die Option ähnlich zu beurteilen wie das Sze-\n\nnario Energie- und Klimapolitik.  \n\n \n\n4.6 «langfristige Stilllegung» \n\n Beschrieb  \n\nIn dieser Option werden die Leitungen nach Ablauf der üblichen Abschrei-\n\nbungsdauer (50 Jahre16) stillgelegt. Abgeschriebene Leitungen würden \n\ngrösstenteils nicht ersetzt, sondern laufend stillgelegt. Einzelne Leitungen \n\nwürden allenfalls doch noch ersetzt, falls der Grossteil des mit der Leitung \n\nbelieferten Netzgebietes jüngeren Datums ist. Da in Wetzikon in den letz-\n\nten zehn Jahren noch relevant ausgebaut wurde (siehe Abbildung 3), wür-\n\nde dies eine stufenweise Stilllegung von heute bis 2070 bedeuten. Wie bei \n\nder mittelfristigen Stilllegung können damit diverse Nachteile einer raschen \n\nStilllegung verhindert werden (Abschreibung Heizungen, Versorgungssi-\n\ncherheit, Zeit für Wärmeverbunde). Unabhängig vom Szenario ist die Still-\n\nlegung nach der Abschreibungsdauer im Vergleich zur raschen Variante \n\nbetriebswirtschaftlicher tendenziell besser.  \n\n Eignung je nach Rahmenszenario \n\nZusammengefasst wird die Option «langfristige Stilllegung» wie folgt beur-\n\nteilt:  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«langfristige Stilllegung»  () () () () \n\n \n\nIm Referenzszenario ermöglicht die Stilllegung nach der Abschreibungs-\n\ndauer, bis ans Ende der Abschreibungsdauer Erträge einzunehmen. Bei \n\ngleichbleibenden Rahmenbedingungen könnten jedoch Teile des Netzes \n\nauch langfristig betriebswirtschaftlich rentabel betrieben werden. So wäre \n\neine Stilllegung aus betriebswirtschaftlicher Sicht widersinnig. Die Bewer-\n\ntung aus Klimasicht hängt wie bei der mittelfristigen Stilllegung stark davon \n\nab, wie sich der Wärmemix dadurch verändert. Da im Referenzszenario \n\nvon einem relevanten Biogasanteil ausgegangen wird und Eigentümer ne-\n\nben erneuerbaren Energien auch zu Ölheizungen wechseln könnten, wird \n\nder Wärmemix durch die Stilllegung vermutlich nur wenig klimafreundlicher. \n\nSchliesslich ist unklar, ob es für einige wenige Anwendungen einen Teil \n\ndes Verteilnetzes noch braucht und daher die vollständige Stilllegung nicht \n\n                                                   \n16 Nemo-Manual: Branchen-Standard für die Ermittlung von Netznutzungsentgelten in lokalen Erdgasnetzen \n\nEignung wie im \n\nSzenario Ener-\n\ngie/Klimapolitik \n\nStilllegung nach \n\nAbschreibungs-\n\ndauer von 50 Jah-\n\nren \n\nBeurteilung \n\nweder betriebswirt-\n\nschaftlich noch aus \n\nKlimasicht beson-\n\nders geeignet  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 34 \n \n\n \n\nsinnvoll ist. Bei der langfristigen Stilllegung besteht jedoch noch länger \n\nZeit, dies zu prüfen. Im Vergleich zur mittelfristigen Stilllegung ist die Opti-\n\non ein wenig besser aus betriebswirtschaftlicher Sicht und ein wenig \n\nschlechter aus Klimasicht zu beurteilen. Insgesamt wird die Option daher \n\nwie die mittelfristige Stilllegung als eher ungeeignet beurteilt. \n\nIm Szenario einer stärkeren Liberalisierung ist die Option betriebswirt-\n\nschaftlich ähnlich zu beurteilen wie die Referenz. Einerseits sinken bei ei-\n\nner stärkeren Liberalisierung die Margen, was Stilllegungen in der Tendenz \n\netwas geeigneter und betriebswirtschaftlich sinnvoller macht als im Refe-\n\nrenzszenario. Andererseits führen aber tiefere Preise zu einer höheren \n\nKonkurrenzfähigkeit von Gas gegenüber den Alternativen. Da der Anteil \n\nBiogas im Gasnetz wegen der Liberalisierung deutlich tiefer ist als im Refe-\n\nrenzszenario, führt die Stilllegung des Netzes entsprechend zu einer stär-\n\nkeren Reduktion der Treibhausgasemissionen. Die Option wird daher ins-\n\ngesamt als eher geeignet beurteilt. \n\nIm Szenario einer ambitionierteren Energie- und Klimapolitik bestehen be-\n\ntriebswirtschaftliche Vorteile gegenüber der raschen Stilllegung, da länger \n\nErträge mit der bestehenden Infrastruktur generiert werden können. Ob \n\nauch gegenüber der mittelfristigen Stilllegung Vorteile bestehen, ist jedoch \n\nunklar. Bei tiefen Netzpreisen sind es die rechtlichen Grundlagen, welche \n\nden Preis begrenzen. Bei sehr tiefem Gasabsatz sind es nicht mehr rechtli-\n\nche Grundlagen (die eine Überwälzung der Preise an den Kunden erlauben \n\nwürde), sondern die Akzeptanz der Kunden, welche den Preis begrenzt. So \n\nist es unklar, ob in den letzten Jahren die erzielbaren Netzentgelte die Be-\n\ntriebskosten decken können. Aus Klimasicht ist die langfristige Stilllegung \n\nzwar besser zu beurteilen als der Erhalt der Leitungen. Sie führt jedoch \n\ndazu, dass vermutlich eine weitere Generation von Gasheizungen einge-\n\nsetzt wird und damit noch – so lange erlaubt – länger Erdgas verbrannt \n\nwird als bei der raschen Stilllegung. Zudem führt sie dazu, dass noch lange \n\nerneuerbare Gase für die Raumwärme eingesetzt werden und damit nicht \n\ndort zu Verfügung stehen, wo es kaum Alternativen gibt. Schliesslich ist \n\nwie bei der raschen Stilllegung noch nicht klar, ob es für einige wenige An-\n\nwendungen einen Teil des Verteilnetzes noch braucht und daher die voll-\n\nständige Stilllegung nicht sinnvoll ist. Bei der langfristigen Stilllegung be-\n\nsteht jedoch noch länger Zeit, dies zu prüfen. Im Fazit ist die Option in die-\n\nsem Szenario betriebswirtschaftlich geeignet, aus Klimasicht jedoch nicht. \n\nSie wird daher als eher ungeeignet eingestuft. \n\nIm kombinierten Szenario ist die Option ähnlich zu beurteilen wie das Sze-\n\nnario Energie- und Klimapolitik.  \n\n \n\n4.7 «differenzierte Transformation» \n\n Beschrieb  \n\nDie bisherigen Optionen fokussieren auf eine einzige Strategie für alle \n\nNetzgebiete (z.B. Ausbau / Erhalt / Stilllegung). Im Kontrast dazu beinhaltet \n\ndiese Option unterschiedliche Strategien je nach Netzgebiet. Dazu gehören \n\nStilllegungen in Gebieten mit wenig Dichte, aber auch den Erhalt eines \n\nähnlich wie Refe-\n\nrenzszenario \n\nBetriebswirtschaft-\n\nlich unklar, aus \n\nKlimasicht unge-\n\neignet \n\nEignung wie im \n\nSzenario Ener-\n\ngie/Klimapolitik \n\nKombination von \n\nStilllegung und \n\nErhalt \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 35 \n \n\n \n\nBasisnetzes, das auch langfristig (erneuerbares) Gas zu den entsprechen-\n\nden Anwendungen transportieren kann. Stilllegungen reduzieren beim stär-\n\nkeren Rückgang von Kunden den Anstieg der Netznutzungskosten für die \n\nübrigen Kunden und tragen dazu bei, das übrigbleibende Basisnetz lang-\n\nfristig rentabel betreiben zu können. \n\nDie Auswertung der Verwendungszwecke von Gas auf Seite 11 zeigt, dass \n\nGas heute vor allem dort eingesetzt wird, wo es langfristig aus Klimasicht \n\nkeinen Einsatz mehr finden soll, nämlich für Raumwärme und Warmwas-\n\nser. Es wird weder Prozessgas genutzt noch gibt es eine mit Wärmenetzen \n\naus Prinzip schwierig zu erschliessende, enge und geschützte Altstadt. Im \n\nDetail noch offen ist, inwieweit Gas auch langfristig zur Spitzende-\n\nckung/Redundanz von Wärmenetzen oder zur Wärme-Kraft-Kopplung ein-\n\nzusetzen ist.   \n\nDie differenzierte Transformation bedeutet je nach Szenario eine andere \n\nEntwicklung. So werden beispielsweise im Referenzszenario weniger Ge-\n\nbiete stillgelegt, weil der Wechsel auf Heizöl weiterhin möglich bleibt und \n\nsich der Betrieb finanziell stärker auszahlt.  \n\nGenerell erlaubt eine differenzierte Transformation eine gute Abstimmung \n\nder Entwicklung des Gasnetzes mit der Entwicklung von Wärme- und Käl-\n\ntenetzen. Dies bedeutet jedoch gegenüber der vollständigen Stilllegung \n\noder einem unveränderten Erhalt auch einen grösseren Aufwand, sowohl \n\nfür die Erarbeitung der Grundlagen, die Planung und die politische Ab-\n\nstimmung und die Kommunikation gegenüber Kunden.  \n\n \n\n Eignung je nach Rahmenszenario \n\nZusammengefasst wird die Option «differenzierte Transformation» wie folgt \n\nbeurteilt:  \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«differenzierte Transforma-\n\ntion» \n  () () \n\n \n\nIm Referenzszenario wird die Option als geeignet betrachtet. Wie im Kapi-\n\ntel 2.3 beschrieben, wird auch im Referenzszenario von einem langfristi-\n\ngem Absatzrückgang ausgegangen. Daher muss auch in diesem Szenario \n\nschon aus betriebswirtschaftlicher Sicht geprüft werden, welche Netzgebie-\n\nte auch langfristig rentabel betrieben werden können. Aus Klimasicht kann \n\nim Netz viel Biogas eingesetzt werden und das Netz dort aufrechterhalten \n\nwerden, wo es langfristig allenfalls wichtig ist (Spitzenlast, WKK, etc.) resp. \n\ndie grösste Gefahr besteht für den Wechsel auf Heizöl. Es besteht jedoch \n\nein Interessenskonflikt zwischen der betriebswirtschaftlichen Perspektive \n\n(Weiterbetrieb der rentablen Gebiete) und der Klimasicht (stärkere Stillle-\n\ngung, um Emissionen zu senken), der politisch entschieden werden muss.   \n\nIm Szenario einer stärkeren Liberalisierung ist die Option ähnlich zu bewer-\n\nten wie im Referenzszenario. Da die Werke einen geringen Einfluss auf \n\nKünftig sinnvolle \n\nAnwendungen \n\nunklar \n\nDifferenzierte \n\nTransformation \n\nunterschiedlich \n\nnach Szenario  \n\nGute Abstimmung \n\nmöglich, bedeutet \n\naber Aufwand für \n\nPlanung und politi-\n\nsche Abstimmung  \n\nBeurteilung \n\nAbgleich betriebs-\n\nwirtschaftlicher und \n\nökologischer Inte-\n\nressen \n\naus Klimasicht \n\nmehr Gebiete \n\nstilllegen \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 36 \n \n\n \n\nden Anteil Biogas im Netz haben und damit vermutlich ein höherer Anteil \n\nfossil sein wird, ist es in diesem Szenario aus Klimasicht erwünscht, mehr \n\nGebiete stillzulegen. Der Druck der Liberalisierung kann den Bau von \n\nWärmenetzen begünstigen.  \n\nFür das Szenario einer ambitionierteren Energie- und Klimapolitik wird die-\n\nse Option als eher geeignet betrachtet. In diesem Szenario bedeutet die \n\ndifferenzierte Transformation ein klar stärkeres Ausmass an Stilllegungen \n\nals im Referenzszenario. Damit kommt es den obigen Optionen der voll-\n\nständigen Stilllegung recht nahe. Da heute noch unklar ist, ob es aus Kli-\n\nmasicht für einige wenige Anwendungen einen Teil des Verteilnetzes noch \n\nbraucht oder nicht, ist offen, ob die differenzierte Transformation im Sinne \n\neines Teilerhalts sinnvoll ist.  \n\nDas kombinierte Szenario ist in etwa gleich zu beurteilen wie das Szenario \n\nEnergie- und Klimapolitik.  \n\n \n\n4.8 Übersicht der Bewertung  \n\nDie Bewertung der Eignung der sieben langfristigen Handlungsoptionen vor \n\ndem Hintergrund der drei Rahmenszenarien ist in Tabelle 3 dargestellt. \n\nOhne eine Änderung der Rahmenbedingungen wird im Referenzszenario \n\nder Erhalt als eher geeignet und eine differenzierte Transformation als ge-\n\neignete Option bewertet. Vollständige Stilllegungen sind betriebswirtschaft-\n\nlich nicht sinnvoll und führen vermutlich nur zu wenig Klimavorteilen \n\n(Wechsel von Gasversorgung mit viel Biogas zu grösstenteils Wärmepum-\n\npen und Heizöl). Bei der stärkeren Liberalisierung kommen die mittel- und \n\nlangfristige Stilllegung als eher geeignete Optionen hinzu, da in diesem Fall \n\ndie Klimawirkung höher ist (Gasversorgung mit klar weniger Biogas wird \n\nersetzt).   \n\n Referenz- \n\nszenario \n\nStärkere Libe-\n\nralisierung \n\nEnergie-\n\n/Klimapolitik \n\nKombiniertes \n\nSzenario \n\n«vollständiger Erhalt» () ()   \n\n«vollständiger Erhalt mit \n\n100% erneuerbarem Gas» \n  () () \n\n«Ausbau»     \n\n«rasche Stilllegung»   () () \n\n«mittelfristige Stilllegung» () () () () \n\n«langfristige Stilllegung»  () () () () \n\n«differenzierte Transforma-\n\ntion» \n  () () \n\nTabelle 3: Übersicht, inwieweit die strategischen Optionen mit den externen Rahmenszenari-\n\nen konsistent sind \n\nBeim Rahmenszenario mit einer ambitionierteren Energie- und Klimapolitik \n\nsowie im kombinierten Szenario wird die mittelfristige Stilllegung und die \n\nFragezeichnen bei \n\nkünftigem Einsatz \n\nDifferenzierte \n\nTransformation als \n\ngeeignete Option  \n\nOptionen bei ver-\n\nstärkter Energie- \n\nund Klimapolitik \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 37 \n \n\n \n\ndifferenzierte Transformation als eher geeignet eingestuft. Die Einschrän-\n\nkung «eher» rührt daher, dass heute noch nicht klar ist, ob ein Teilerhalt \n\ngewisser Netzgebiete spezifisch in Wetzikon sinnvoll ist oder nicht. Die \n\nvollständige «langfristige Stilllegung» wird als eher ungeeignet eingestuft, \n\nda die mittlere Frist sowohl aus Klimaschutz als auch vermutlich aus be-\n\ntriebswirtschaftlicher Sicht von Vorteil ist. Die vollständige «rasche Stillle-\n\ngung» wird auch als eher ungeeignet eingestuft, da relevante Teile der \n\nInfrastruktur (Leitungen und Heizungen) nicht abgeschrieben werden könn-\n\nten und der Aufbau von Wärmenetzen gefährdet wäre.  \n\nDie Analyse zeigt auf, dass im Referenzszenario oft ein Interessenskonflikt \n\nzwischen der Sicht Klimaschutz und der Sicht Betriebswirtschaft besteht, \n\nder politisch entschieden werden muss. Im Szenario der stärkeren Energie- \n\nund Klimapolitik hingegen besteht der Konflikt weniger, da die Einschrän-\n\nkung von fossilen Energien dazu führt, dass die Weiterführung des Netzes \n\nauch betriebswirtschaftlich in Frage gestellt wird.   \n\nDie Auswahl und Bewertung der Optionen wurde im Rahmen von zwei \n\nWorkshops mit der Werkkommission und der Umweltkommission diskutiert \n\nund angepasst. Die Kommissionen stimmten der oben dargestellten Bewer-\n\ntung mit grossen Mehrheiten zu. \n\n5. Beantwortung konkreter Fragen \n\nIm Rahmen dieses Kapitels werden die Fragen beantwortet, welche beim \n\nAntrag zur Umwandlung der Motion in ein Postulat aufgeworfen wurden.  \n\n \n\n5.1 Potenzial erneuerbare Gase  \n\n Frage  \n\nWelche Potenziale bestehen für erneuerbare Gase in Wetzikon? \n\n \n\n Begriff \n\nErneuerbare Gase umfassen Biogas und erneuerbare synthetische Gase.  \n\nBiogas entsteht bei der Vergärung von Biomasse. Dabei entsteht Biogas \n\nmit einem Methangehalt von etwa 60 Prozent. Ein Aufbereitungsprozess \n\nerhöht den Methangehalt auf mindestens 96 Prozent. Das resultierende \n\nGas nennt man in Fachkreisen «Biomethan», in der Öffentlichkeit und im \n\nRahmen dieses Berichtes jedoch auch Biogas. Der grösste Anteil von Bio-\n\ngas in der Schweiz stammt von der Abwasserreinigung (Vergärung des \n\nAbwassers), von landwirtschaftlichen Anlagen (Hofdünger mit Co-\n\nSubstraten) und von gewerblich-industriellen Anlagen (grösstenteils orga-\n\nnische Abfälle aus Haushalten, Restaurants und Gewerbebetrieben der \n\nNahrungsmittelbranche). \n\nInteressenskonflikt \n\nBetriebswirtschaft \n\nund Klimaschutz  \n\nZustimmung der \n\nWerkkommission \n\nund der Umwelt-\n\nkommission   \n\nBiogas aus Vergä-\n\nrung von Biomasse \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 38 \n \n\n \n\nErneuerbare synthetische Gase sind Gase wie Wasserstoff und Methan, \n\ndie synthetisch mit erneuerbarem Strom hergestellt werden. Abbildung 13 \n\nzeigt dazu eine grobe Übersicht: Mit erneuerbarem Strom und Wasser wird \n\nmittels Elektrolyse in einem ersten Schritt Wasserstoff hergestellt. Dieser \n\nsomit erneuerbare Wasserstoff kann direkt eingesetzt (energetisch in der \n\nIndustrie oder Mobilität oder auch stofflich in der Industrie) oder ins Gas-\n\nnetz eingespeist werden. Alternativ dient der Wasserstoff als Ausgangs-\n\nstoff, um mithilfe von Kohlendioxid (CO2) erneuerbares Methan herzustel-\n\nlen. Dieses kann ins Netz eingespeist oder auch direkt genutzt werden \n\n(z.B. über eine Tankstelle oder einer Wärmekraftkopplungsanlage vor Ort). \n\n \n\nAbbildung 13: Grobe Übersicht erneuerbare synthetische Gase (Quelle: gasunie) \n\n \n\nWie in der Box in Kapitel 4.2 beschrieben, liegt das Potenzial an inländi-\n\nschen erneuerbaren Gasen bei rund 15 bis 30% des heutigen Gasver-\n\nbrauchs (10 bis 15% Biogas, 5 bis 15% erneuerbares synthetisches Me-\n\nthan). \n\n \n\n Methode zur Erhebung des Potenzials an erneuerbaren Gasen in \n\nWetzikon  \n\nBasis für die Erhebung des Potenzials für erneuerbare Gase ist einerseits \n\ndie Schätzung der Biogasproduktion und andererseits die Schätzung des \n\nPotenzials für erneuerbares synthetisches Gas auf der Basis des Gesamt-\n\npotenzials an erneuerbarem Strom in der Stadt. Bei der Biogasproduktion \n\nwird angenommen, dass die bestehende Produktion der ARA (zu 80% \n\nSubstrate aus Wetzikon) beibehalten wird. Der Energieplan von Wetzikon \n\nweist für Wetzikon und Hinwil zusammen ein zusätzliches Potenzial an \n\nEnergieholz von rund 4 GWh aus. Wird das zusätzliche Potenzial für Alt-\n\nholz grob abgeschätzt17 ergibt sich ein zusätzliches Potenzial von rund 2 \n\nGWh für Wetzikon. Wie in der Box auf Seite 26 beschrieben, soll Holz so \n\neffizient wie möglich genutzt werden, weshalb der Fokus auf der direkten \n\n                                                   \n17 Schweizer Potenzial nach Bevölkerung auf Wetzikon heruntergebrochen, Quelle für Schweizer Potenzial: \n\nErni, M.; Thees, O.; Lemm, R. (2017): Altholzpotenziale der Schweiz für die energetische Nutzung, Ergeb-\n\nnisse einer Vollerhebung. WSL Ber. 52: 68 S. \n\nSynthetisches \n\nMethan aus Strom \n\nund CO2 \n\nInländisches Po-\n\ntenzial von rund \n\n15-30% \n\nBasis: Biogas und \n\nPotenzial erneuer-\n\nbarer Strom \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 39 \n \n\n \n\nWärmeverbrennung zur Wärmeproduktion und der kombinierten Wärme- \n\nund Stromproduktion liegt. Daher wurde angenommen, dass weder Ener-\n\ngieholz noch Altholz zur Biogasproduktion eingesetzt werden.  \n\n \n\nDie Erhebung des Wetziker Potenzials an synthetischen Gasen basiert auf \n\nder Annahme, dass der in Wetzikon produzierte Strom prioritär zur De-\n\nckung des Stromverbrauchs in Wetzikon genutzt wird und ein allfälliger \n\nÜberschuss für die Produktion von erneuerbaren Gasen eingesetzt wird. \n\nDie Analyse ist eine eher theoretische Betrachtung, da Wetzikon über das \n\nStromnetz eng mit den übrigen Verbrauchern und Produzenten im Kanton \n\nZürich und der Schweiz verbunden ist. Um dennoch ein Gefühl für die \n\nGrössenordnung der möglichen Energiemengen zu geben, wird als Gedan-\n\nkenspiel Wetzikon als unabhängige «Strominsel» betrachtet. Zudem wird \n\nvereinfacht davon ausgegangen, dass auch genügend CO2 zur Verfügung \n\nsteht, um aus erneuerbarem Wasserstoff Methan herzustellen.  \n\nFür das Gesamtpotenzial an erneuerbarem Strom wurde angenommen, \n\ndass die bestehende Produktion an Wasserkraft in etwa stabil bleibt. Bei \n\nder Photovoltaik wurden fünf verschiedene Szenarien berücksichtigt. Das \n\nmittlere Szenario geht von einem Ausbau gemäss den neuen Energieper-\n\nspektiven 2050+ des Bundes aus – skaliert auf die Wetziker Bevölkerung. \n\nDie übrigen vier Szenarien stammen von sonnendach.ch, einer Analyse \n\ndes Potenzials der Wetziker Dächer und Fassaden. Allen Szenarien ge-\n\nmeinsam ist, dass sie von einem extremen Ausbau ausgehen, in etwa einer \n\nVerzwanzig- bis Verdreissigfachung der heutigen Produktion (siehe Tabelle \n\n4 für alle Annahmen). \n\nParameter Wert Quelle / Kommentar  \n\nBiogasproduktion 2050  2 GWh maximale heutige Produktion (80% städtisch)  \n\nWasserkraft 2050 0.4 GWh heutige Produktion, Annahme stabil \n\nPhotovoltaikstrom 2019 4 GWh Heutige Produktion, Energiecontrollingbericht  \n\nPhotovoltaikstrom 2050  94 - 133 GWh  Mittleres Szenario gemäss Energieperspektiven \n\n2050+ des Bundes18 (Ausbau Photovoltaik auf \n\nWetziker Bevölkerung gerechnet), 4 weitere \n\nSzenarien gemäss sonnendach.ch (Auszug für \n\nStadt Wetzikon – Szenarien unterscheiden sich \n\nim Ausmass des Ausbaus auf allen geeigneten \n\nDächern bzw. Fassaden).  \n\nStromverbrauch 2020 118 GWh / a Stadtwerke Wetzikon  \n\nStromverbrauch 2050  145 GWh / a Annahme, dass sich Wetziker Stromverbrauch \n\ngleich entwickelt wie der Schweizer Stromver-\n\nbrauch gemäss Energieperspektiven des Bundes \n\n(relativ zur Bevölkerung) \n\nGasverbrauch heute  130 GWh  \n\nUmwandlungsverlust Strom \n\nzu Gas (Brennwert) \n\n37% EBP (2019). Die Zukunft der Gas-Infrastruktur im \n\nMetropolitanraum Zürich \n\nTabelle 4: Annahmen der Potenzialanalyse von erneuerbaren Gasen in Wetzikon \n\n                                                   \n18 Bundesamt für Energie (2020): Energieperspektiven 2050+: Kurzbericht \n\nGedankenspiel \n\nStrominsel Wet-\n\nzikon  \n\nStrom: Wasserkraft \n\nsowie starker Aus-\n\nbau Photovoltaik  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 40 \n \n\n \n\nIn einem nächsten Schritt werden die Solarstromproduktion und der Strom-\n\nverbrauch der Gemeinde in einer stündlichen Auflösung übereinanderge-\n\nlegt. In allen Szenarien wird der erzeugte Strom prioritär direkt verbraucht. \n\nDer Strom aus erneuerbaren Energien, der nicht in derselben Stunde ver-\n\nbraucht werden kann, wird in einer ersten Betrachtung zur Erzeugung von \n\nsynthetischen erneuerbaren Gasen verwendet. In einer weiteren Betrach-\n\ntung wird davon ausgegangen, dass kurzfristige Speicher zur Verfügung \n\nstehen (stationäre Batterien, Batterien in Elektrofahrzeugen, etc.), welche \n\nden Strom aus Photovoltaik 24 Stunden speichern können. So wird nur \n\nderjenige Strom in erneuerbare Gase verwandelt, der innerhalb von 24 \n\nStunden nicht in der Stadt verbraucht werden kann. In einer letzten Be-\n\ntrachtung wird die Perspektive auf eine Woche ausgedehnt.  \n\n Resultat: Theoretische Potenziale \n\nAbbildung 14 zeigt das theoretische Potenzial der Produktion von erneuer-\n\nbarem Gas (Biogas und synthetisches Gas) in Wetzikon bei einem extre-\n\nmen Ausbau der Photovoltaik bis ins Jahr 2050. Die Antennen geben je-\n\nweils den maximalen bzw. minimalen Wert der betrachteten Szenarien zum \n\nAusbau der Photovoltaik an. \n\n \n\nAbbildung 14: Theoretisches Potenzial von erneuerbarem Gas in Wetzikon mit der Annahme \n\nunterschiedlichen kurzfristigen Speicherkapazitäten im Jahr 2050 (der Balken \n\nzeigt das Szenario der Energieperspektiven 2050+ des Bundes, die Antennen die \n\nBandbreiten der verschiedenen Potenziale von sonnendach.ch).  \n\nOhne kurzfristige Speicher beträgt das Potenzial rund 30 GWh pro Jahr \n\n(ca. 23% des heutigen Gasverbrauches). Geht man realistischerweise da-\n\nvon aus, dass kurzfristig Strom mit Batterien gespeichert wird, sinkt dieses \n\nPotenzial auf 12 GWh (9%) bei einer Speicherung bis zu einem Tag und 7 \n\nGWh (5% des heutigen Verbrauchs) bei einer Speicherung über eine Wo-\n\nche. Mit Speichermedien sinkt das Potenzial deutlich.  \n\nEs ist nochmals zu betonen, dass dies eine recht theoretische Betrachtung \n\nist. Die Analyse mit der stündlichen Auflösung und einer Speicherkapazität \n\nvon nur einer Stunde hat beispielsweise ergeben, dass in einem solchen \n\nFall während rund 2'000 Stunden pro Jahr in Wetzikon ein Überschuss \n\nbestehen würde. Bei realistischeren Annahmen von mehr Speicherkapazi-\n\ntät (oder Austausch mit anderen Gemeinden), wäre die Anzahl nochmals \n\ntiefer.  Die Kosten für die Gasproduktion sind jedoch bei solch kapitalinten-\n\nsiven Anlagen bei tiefen Volllaststunden sehr hoch. Erst ab etwa einer \n\nStundenzahl von 3'000 bis 4'000 sinken die Gestehungskosten auf ein \n\n0\n\n10\n\n20\n\n30\n\n40\n\n50\n\n1 Stunde 1 Tag 1 Woche\n\nG\nW\n\nh\n\nSpeicherkapazität\n\nStunden-, Tages- \n\nund Wochenbe-\n\ntrachtung \n\nTheoretisches \n\nPotenzial der \n\n«Strominsel» Wet-\n\nzikon \n\ntheoretisches \n\nPotenzial < 10% \n\nbei realistischen \n\nAnnahmen von \n\nSpeicherkapazitä-\n\nten  \n\nfür wirtschaftliches \n\nPotenzial diverse \n\nzusätzliche Fakto-\n\nren zu berücksich-\n\ntigen \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 41 \n \n\n \n\ndeutlich tieferes Niveau, dass kaum mehr mit einer Erhöhung der Anzahl \n\nStunden gesenkt werden kann19.  \n\n \n\n5.2 Transformationsplanung \n\n Frage \n\nWie kann eine sorgfältige Transformationsplanung an die Hand genommen \n\nwerden? Und welche Rolle können Blockheizkraftwerke und Spitzenlastab-\n\ndeckungen dabei spielen?  \n\n \n\n Antwort  \n\nDie Wetziker Bevölkerung hat sich Ende 2020 in einer Volksabstimmung \n\nsehr klar dafür ausgesprochen, dass die Wärme- und Kälteversorgung der \n\nStadt möglichst auf der Fernwärme der KEZO, der ARA und weiteren er-\n\nneuerbaren Energiequellen basieren soll. Die Transformation des Gasnet-\n\nzes ist Hand in Hand mit der Planung der Wärme- und Kältenetze zu pla-\n\nnen.  \n\n \n\n \n\nAbbildung 15: Elemente zur Erarbeitung einer langfristigen Wärme- und Gasnetzplanung  \n\n \n\nWichtige Elemente einer solchen Planung sind in Abbildung 15 dargestellt \n\nund werden nachfolgend erläutert:  \n\n— Wärme & Kältebedarf: Als Basis für die Planung muss der geographisch \n\ndifferenzierte Wärme- und Kältebedarf auf Wetziker Stadtgebiet bekannt \n\nsein, sowohl für heute als auch geschätzt für die Zukunft. Daraus resul-\n\ntiert eine Nachfragedichte, welche eine erste Einschätzung der Eignung \n\nfür Wärme- und Kältenetze bieten kann. \n\n— Mögliche Energiequellen: Als prioritäre Energiequellen sind die KEZO \n\nund die ARA bereits bezeichnet. Zu möglichen weiteren Quellen gehö-\n\nren weitere Abwärmequellen, Erdwärme und Grundwasser.  \n\n                                                   \n19 EBP (2019). Die Zukunft der Gas-Infrastruktur im Metropolitanraum Zürich \n\nErneuerungsbedarf \n\nGasnetz\n\nKünftige Konkurrenzfähigkeit des \n\nGasnetzes\n\nLangfristige Wärme- und Gasnetzplanung\n\nKünftige Entwick-\n\nlung Gasabsatz \n\nMögliche neue künftige Gasnachfrage (Spitzenlast, BHKW)\n\nWärme- & Kältebedarf \n\nMögliche Energiequellen (Abwärme, \n\nErdwärme, Wasser, Holz, etc.) \n\nMögliche Wärme- & Kältenetze \n\nGasnetzeWärme- & Kältenetze \n\nGas integral im \n\nKontext der Wär-\n\nmeversorgung \n\nbetrachten \n\nWichtige Elemente \n\neiner Planung \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 42 \n \n\n \n\n— Mögliche Wärme- & Kältenetze: Auf der Basis des Bedarfs und mögli-\n\ncher Quellen sollen diejenigen Gebiete identifiziert werden, welche wirt-\n\nschaftlich durch Energieverbünde zu erschliessen wären und welche \n\nEnergiequellen (Temperaturniveau) dabei zum Einsatz kommen könn-\n\nten. Der Fokus liegt in Wetzikon gemäss Volksabstimmung auf der Nut-\n\nzung der Abwärme der KEZO und der ARA und weiteren erneuerbaren \n\nund alternativen Energiequellen.  \n\n— Erneuerungsbedarf Gasnetz: Parallel zur Beurteilung des Potenzials für \n\nWärme- und Kältenetze muss auch das Gasnetz betrachtet werden. Ei-\n\nne wichtige Basisinformation ist dabei der zeitliche Erneuerungsbedarf \n\ndes Gasnetzes über die nächsten Jahrzehnte.  \n\n— Künftige Entwicklung Gasabsatz: Um abzuschätzen, wo langfristig das \n\nGasnetz noch rentabel betrieben werden kann, sollte die künftige Ent-\n\nwicklung des Absatzes geographisch differenziert abgeschätzt werden, \n\nin Abhängigkeit der geplanten Wärmenetze und vorhandenen Alternati-\n\nven (z.B. Erdwärme).  \n\n— Künftige Konkurrenzfähigkeit des Gasnetzes: Auf der Basis des Erneue-\n\nrungsbedarfs und der künftigen Absatzentwicklung kann die künftige \n\nKonkurrenzfähigkeit des Gasnetzes abgeschätzt werden. Dies legt eine \n\nwichtige Grundlage für den Entscheid zur Stilllegung von Netzgebieten.  \n\n— Mögliche neue Gasnachfrage: Das künftige Gasnetz kann sich auch an \n\neiner Nachfrage orientieren, die heute noch nicht besteht, so zur Spit-\n\nzenlastabdeckung oder Redundanz von thermischen Netzen, zum Be-\n\ntrieb von Wärme-Kraft-Kopplungs-Anlagen oder Tankstellen. Solche \n\nkünftigen Nutzungen sind zu identifizieren.  \n\n— Langfristige Wärme- und Gasplanung: Auf der Grundlage aller vorheri-\n\ngen Elemente kann eine langfristige Wärme- und Gasplanung erarbeitet \n\nwerden, welche ein Zielbild für die künftigen Netze darstellt.   \n\nEinzelne dieser Vorgehenselemente stehen für Wetzikon bereits zur Verfü-\n\ngung. So wurden der Wärmebedarf und die Energiequellen im Rahmen der \n\nEnergierichtplanung erhoben. Für eine sorgfältige Transformationsplanung \n\nsind sie mit den übrigen Elementen zu ergänzen und zu kombinieren.  \n\n \n\n5.3 Gestrandete Investitionen  \n\n Frage \n\nWie können gestrandete Investitionen vermieden oder vermindert werden?  \n\n \n\n Begriff \n\nVermögenswerte sind gestrandet, wenn sie von unvorhergesehenen oder \n\nvorzeitigen Abschreibungen, Abwertungen oder Schuldumwandlungen be-\n\ntroffen sind. \n\n \n\nEinige Elemente \n\nbestehen bereits  \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 43 \n \n\n \n\n Antwort \n\nDie oben skizzierten Elemente eines Vorgehens für eine langfristige Wär-\n\nme- und Gasplanung tragen dazu bei, gestrandete Investitionen zu vermei-\n\nden oder zu vermindern. Durch die langfristige Planung werden frühzeitig \n\nNetzgebiete ermittelt, welche langfristig nicht mehr konkurrenzfähig sind. \n\nEntsprechend können Ersatzinvestitionen nicht getätigt und Gebiete stillge-\n\nlegt werden. Auch führt die langfristige Planung dazu, dass Eigentümer \n\nfrüh genug über künftige Stilllegungen informiert werden können und ihrer-\n\nseits keine gestrandeten Investitionen mehr tätigen.  \n\n \n\n Weitere Hinweise  \n\nZudem stellt sich die Frage, welche weiteren Handlungsoptionen den \n\nStadtwerken bei frühzeitigen Stilllegungen zur Verfügung stehen. Dabei \n\nsind zwei Themen zu unterscheiden, nämlich  \n\na) die Vermeidung von ausserordentlichen Abschreibungen durch die \n\nVerkürzung der Lebensdauer oder degressive Abschreibungen, sowie  \n\nb) die Anrechenbarkeit solcher Massnahmen in den Netznutzungstarifen.  \n\nWerden die Leitungen schneller abgeschrieben, ist dies direkt erfolgswirk-\n\nsam und schmälert den Unternehmensgewinn. Als Gegenmassnahme \n\nkönnten die höheren Abschreibungen den Kunden überwälzt werden, in-\n\ndem die Tarife erhöht werden. In den folgenden Abschnitten wird beleuch-\n\ntet, welche (rechtlichen) Grundlagen heute zu diesen beiden Themen be-\n\nstehen.  \n\nHeutige Grundlagen zu Abschreibungen: Die Stadtwerke Wetzikon sind \n\neine Verwaltungsabteilung der Stadt Wetzikon. Daher gelten auch für die \n\nStadtwerke die Vorgaben des Kantons für den Finanzhaushalt der Ge-\n\nmeinden. Im entsprechenden Handbuch20 hält der Kanton fest, dass für die \n\nplanmässige Abschreibungen, vorbehältlich der Anwendung von Branchen-\n\nregelungen, eine Nutzungsdauer von 50 Jahren für Kanal- und Leitungs-\n\nnetze gilt (Kapitel 3.1). Spezifisch definiert der Kanton im Handbuch auch, \n\ndass die Nutzungsdauer nachträglich geändert werden kann, «wenn er-\n\nsichtlich ist, dass die Restnutzungsdauer […] nicht erreicht werden kann \n\n(Schätzungsänderung)» […] Bei der Schätzungsänderung wird zum Zeit-\n\npunkt der Änderung der Restbuchwert der Anlage über die neue, verkürzte \n\nRestnutzungsdauer abgeschrieben, so dass nach Ablauf der Restnut-\n\nzungsdauer der Restbuchwert null resultiert. Dadurch werden die planmäs-\n\nsigen Abschreibungen der Folgeperioden erhöht.» (Kapitel 3.3.2). In der \n\nBuchhaltung gilt generell das Vorsichtsprinzip, wonach Anlagen werthaltig \n\nsein müssen. Bei einer koordinierten Stilllegung von (Teil-)Netzgebieten ist \n\ndamit eine schnellere oder frühzeitige Abschreibung legitim und ange-\n\nbracht. Beschliesst somit die Stadt Wetzikon, Netzgebiete vor dem Ende \n\nder Abschreibungsdauer stillzulegen, kann sie auf der Basis dieser Rege-\n\nlung die Abschreibungsdauer verkürzen. Damit erhöhen sich in den nächs-\n\nten Jahrzehnten die Abschreibungen.  \n\n                                                   \n20 Kanton Zürich. Direktion der Justiz und des Innern. Gemeindeamt. Handbuch über den Finanzhaushalt der \n\nZürcher Gemeinden. Version vom 1. April 2018.  \n\nWärme- und Gas-\n\nplanung als geeig-\n\nnetes Instrument \n\nSchnellere Ab-\n\nschreibungen und \n\nihre Anrechenbar-\n\nkeit bei den Tarifen  \n\nAbschreibungen: \n\nRegeln heute \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 44 \n \n\n \n\nHeutige Grundlagen zur Anrechenbarkeit in den Netznutzungstarifen : Heu-\n\nte orientieren sich die meisten Gasversorger zur Berechnung der Netznut-\n\nzungsentgelte an den Branchenstandards, die den Stellenwert von Emp-\n\nfehlungen haben. Eine Studie zu den regulatorischen Aspekten zu vorzeiti-\n\ngen Stilllegungen21 zeigte 2019 auf, dass die Handhabung von vorzeitigen \n\nStilllegungen in den bestehenden Branchendokumenten22 nicht geregelt ist. \n\nDiese geben vor, dass die kalkulatorischen Abschreibungen linear über die \n\nNutzungsdauer auf Basis der Anschaffungswerte erfolgen sollen. Die Ab-\n\nschreibungsdauer muss nach einheitlichen Grundsätzen schriftlich in un-\n\nternehmensinternen Richtlinien festgelegt sein. Die empfohlene Nutzungs-\n\ndauerbeträgt beispielsweise 50 Jahre für Rohrleitungen oder 15 Jahre für \n\nelektrische Anlageteile. Von diesen Werten kann in begründeten Fällen \n\nabgewichen werden. In der Praxis gelten Kosten aus vorzeitigen Stilllegun-\n\ngen (also ausserordentliche Abschreibungen) sowie Rückbaukosten als \n\ngrundsätzlich anrechenbare Netzkosten unter der «cost+» Praxis. So ist \n\nhier zu prüfen, ob ein entsprechender Entscheid der Stadt zur Stilllegung \n\nes im Rahmen des Branchenstandards in jedem Fall ermöglicht, eine ver-\n\nkürzte Abschreibungsdauer auch in der Berechnung ihrer Tarife abzubilden \n\nund die höheren Kosten damit auf die Gaskundschaft zu überwälzen.   \n\nDer Preisüberwacher ist unter anderem bei der Gasversorgung für eine \n\nPreisbeurteilung zuständig. Seine Kompetenzen unterscheiden sich je \n\nnachdem danach, wer über die Preise beschliesst. Beschliesst wie in der \n\nStadt Wetzikon der Stadtrat als Exekutive einer Gemeinde über die Tarife \n\n(Art. 14 Preisüberwachungsgesetz), muss sie den Preisüberwacher konsul-\n\ntieren. Der Preisüberwacher kann beantragen, einen Preis zu senken oder \n\nnicht zu erhöhen. Falls die Stadt in der Folge vom Antrag des Preisüber-\n\nwachers abweicht, muss sie begründen, inwieweit und wieso. Falls der \n\nGasversorger die Tarife festlegt (Art. 6 ff. Preisüberwachungsgesetz) und \n\nder Preisüberwacher zu hohe Preise feststellt, strebt er eine einvernehmli-\n\nche Regelung an. Falls dies nicht gelingt, kann der Preisüberwacher über \n\ndie Preise verfügen.  \n\nEs ist die gesetzliche Aufgabe des Preisüberwaches, missbräuchliche \n\nPreise zu verhindern oder zu beseitigen. Beschliesst eine Gemeinde, auf-\n\ngrund der geplanten Stilllegung rascher abzuschreiben, ist die Grundhal-\n\ntung des Preisüberwachers, dass diese Zusatzkosten von der Al lgemein-\n\nheit zu tragen sind. Die gebundenen Gaskunden sollen dafür nicht über-\n\nmässig zur Kasse gebeten werden. Die Beurteilung des Preisüberwachers \n\nbasiert auf diversen Elementen. So ist beispielsweise relevant, wie hoch \n\ndie Preise im Vergleich zu anderen Gemeinden und Vergleichsmärkten \n\nsind oder welche besonderen Marktverhältnisse vorliegen. Sind die Preise \n\nbereits tief, weil die Gemeinde bei der Gewinnerwartung oder den Konzes-\n\nsionsgebühren zurückhaltend ist, wird dies anders bewertet, als wenn be-\n\nreits maximal abgeschöpft wird. Ebenso wird berücksichtigt, inwieweit der \n\nVersorger die Tariferhöhung in eine langfristig abgestimmte Strategie zum \n\n                                                   \n21 Bundesamt für Energie (2019): Studie zu den regulatorischen Aspekten der Stilllegung von Gasnetzen. EVU \n\nPartners. \n\n22 Nemo-Manual: Branchen-Standard für die Ermittlung von Netznutzungsentgelten in lokalen Erdgasnetzen / \n\nGrundsatzdokument für die Berechnung der Entgelte für die regionalen und überregionalen Zonen des \n\nGastransports in der Schweiz. \n\nAnrechenbarkeit \n\nheute gemäss \n\nBranchenstandard \n\nRolle Preisüberwa-\n\ncher  \n\nHaltung Preisüber-\n\nwacher \n\n\n\nTransformation der Gasversorgung in der Stadt Wetzikon   \n\n \n\nSeite 45 \n \n\n \n\nUmgang mit dem Gasnetz einbettet. Konkret für den Fall der Stadt Wet-\n\nzikon sind in diesem Zusammenhang die aktuell sehr günstigen Preise zu \n\nberücksichtigen (siehe Abbildung 9 auf Seite 13).  \n\nKünftige Grundlagen zu Abschreibungen und zur Anrechenbarkeit : Künftig \n\nwerden vermutlich das Gasversorgungsgesetz und die entsprechende Ver-\n\nordnung die relevante Grundlage zu den Abschreibungen und ihrer Anre-\n\nchenbarkeit bilden. Der Vernehmlassungsentwurf beinhaltete hierzu noch \n\nkeine Vorgabe. Während des Abschlusses des Gesetzesentwurfes liess \n\ndas Bundesamt für Energie 2019 jedoch in einer Studie die regulatorischen \n\nAspekte zu vorzeitigen Stilllegungen analysieren. In der Studie werden \n\nverschiedene Optionen betrachtet, um in einem neuen Gasversorgungsge-\n\nsetz mit ausserordentlichen Abschreibungen umzugehen. Dazu gehören:  \n\n— Vermeidung (a) Verkürzung der Lebensdauer oder b) degressive Ab-\n\nschreibungen) und  \n\n— Anrechenbarkeit (a) keine Anrechnung, b) direkte Anrechnung, c) Bil-\n\ndung von Rückstellungen und d) eine Abgeltung via WACC.  \n\nWelche Optionen der Bundesrat vorsieht, sollte im Lauf des Jahres 2021 \n\nklar werden, wenn er die Botschaft an das Parlament überweist. Welche \n\nOption schliesslich in Kraft gesetzt wird, ergibt sich aus der parlamentari-\n\nschen Beratung und allfälligen Volksabstimmung. So ist künftig der Um-\n\ngang mit vorzeitigen Stilllegungen noch unklar. \n\nKünftige Regeln in \n\nGasversorgungs-\n\ngesetz und der \n\nentsprechenden \n\nVerordnung \n\nVorschlag des \n\nBundesrats im \n\nLaufe des Jahres \n\n2021 erwartet \n\n\n\n  \n\n \n \n\n \n\n Stadtrat  \n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 10. März 2021 Seite 1 von 5 \n\n \n\nAuszug aus dem Protokoll Sitzung vom 10. März 2021  \n \n\n2021/45 8.02.03 Projekte \nUmsetzungsvorschlag Fernwärme, Festsetzung Projektorganisation \n\n   \n \n \nBeschluss Stadtrat  \n\n1. Die Projektorganisation für die Erarbeitung des Umsetzungsvorschlags zum Gegenvorschlag zur \nFernwärmeinitiative wird gemäss den vorliegenden Projektanträgen und den ergänzenden Aus-\nführungen festgesetzt. \n\n2. Die Geschäftsbereichsleiterin Alter, Soziales + Umwelt wird mit der Gesamtprojektleitung und \ndem periodischen Reporting zuhanden des Stadtrats beauftragt. \n\n3. Die Projektkosten für die Jahre 2022 und 2023 sind in die jeweiligen Budgets einzustellen. \n\n4. Die Stadtkanzlei wird beauftragt, die Öffentlichkeit mit einer Medienmitteilung über diesen Be-\nschluss zu informieren.  \n\n5. Öffentlichkeit des Beschlusses: \n– Der Beschluss ist per sofort öffentlich. \n\n6. Mitteilung durch Abteilung Umwelt an: \n– Zweckverband Kehrichtverwertung Zürcher Oberland KEZO, Wildbachstr. 2, 8340 Hinwil,  \n\nsekretariat@kezo.ch \n\n7. Mitteilung durch Sekretariat an: \n– Umweltkommission (Sekretariat) \n– Werkkommission (Sekretariat) \n– Geschäftsbereich Alter, Soziales + Umwelt \n– Stadtwerke \n– Geschäftsbereich Bau + Infrastruktur \n– Stadtschreiberin \n– Rechtskonsulentin  \n– Fachperson Kommunikation \n– Geschäftsbereich Finanzen + Immobilien \n– Parlamentsdienste (zuhanden Parlament) \n\n \nAusgangslage \n\nDie Stimmberechtigten stimmten am 29. November 2020 dem Gegenvorschlag zur Fernwärmeinitiative \nzu und beauftragten damit den Stadtrat \n– sich für eine Wärme- und Kälteversorgung einzusetzen, welche möglichst auf Fernwärme des \n\nZweckverbands Kehrichtverwertung Zürcher Oberland (KEZO) und der Abwasserreinigungsanlage \n(ARA) basiert und weitere erneuerbare und alternative Energiequellen berücksichtigt (neuer Art. \n33a Gemeindeordnung). \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 10. März 2021 Seite 2 von 5 \n\n– Varianten für einen Umsetzungsvorschlag zu prüfen und diesen spätestens drei Jahre nach An-\nnahme des Gegenvorschlags (bis 29.11.2023) dem Parlament vorzulegen (neuer Art. 51 Gemeinde-\nordnung, Ziffer 1.1). \n\n– spätestens zwei Jahre nach Verabschiedung des Umsetzungsvorschlags durch das Parlament die-\nsem beziehungsweise den Stimmberechtigten einen zur Umsetzung notwendigen Rahmenkredit zu \nbeantragen (neuer Art. 51 Gemeindeordnung, Ziffer 1.2). \n\nProjektinhalte \n\nIm Projekt sind gemäss Auftrag der Stimmberechtigten diverse Inhalte zu bearbeiten: \n\n1. Erarbeitung von Varianten für die Umsetzung des Gegenvorschlags unter Berücksichtigung fol-\ngender Aspekte \n– Klärung aller im Rahmen der Festlegung von Art. 33a der Gemeindeordnung zur Verfügung \n\nstehenden Wärme- und Kältequellen (erneuerbar/alternativ) \n– Festlegung der verschiedenen Wärme-/Kälteversorgungsgebiete (Anpassung des Energie-\n\nplans an die Vorgaben von Art. 33a der Gemeindeordnung) \n– Vorgehensvorschlag für die Transformation der Wärmeversorgung gemäss den Vorgaben der \n\nGemeindeordnung und der übergeordneten Entwicklungen und Rahmenbedingungen \n– Anpassung der regionalen Energieplanung an die Nutzung von KEZO-Fernwärme \n– Vorschläge für eine regionalen Zusammenarbeit zwischen der KEZO und den an Fernwärme \n\ninteressierten Gemeinden \n– Vorschläge für mögliche Rechtsformen für die Fernwärmeversorgung ab der KEZO inkl. Finan-\n\nzierungsvarianten \n– Klärung der Zusammenarbeit mit am Markt aktiven Contractoren \n\n2. Erarbeitung des konsolidierten Umsetzungsvorschlags zuhanden des Parlaments \n3. Abschätzung der Kosten und der Finanzierung für diesen Umsetzungsvorschlag \n\nProjektorganisation \n\nAufgrund des breiten Projektinhalts und der beschränkten Zeitspanne für die Erarbeitung des Umset-\nzungsvorschlags ist eine Aufteilung in Teilprojekte sinnvoll, um die verschiedenen Aspekte thematisch \ngruppiert parallel zu bearbeiten: \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 10. März 2021 Seite 3 von 5 \n\n \n\n \n\nDer Stadtrat steuert das gesamte Projekt. Zu diesem Zweck wird ein trimesterweises Reporting erstellt, \nwelches auch an die Umwelt- und an die Werkkommission geht. Damit kann der Stadtrat seine Steuer-\nfunktion jederzeit zeitnah wahrnehmen und allenfalls notwendige Korrekturen im Projekt veranlassen. \n\nDie operative Gesamtprojektleitung wird durch die Geschäftsbereichsleiterin Alter, Soziales und Um-\nwelt wahrgenommen. In den Teilprojekten werden externe Fachpersonen zugezogen wie auch interne \nFachleute aus der Stadtverwaltung. \n\nTeilprojekt Energieplanung \n\nGemäss dem neuen Auftrag in der Gemeindeordnung (Art. 33a) ist ein Vorschlag für die Wärme- und \nKälteversorgung der Stadt Wetzikon zu erarbeiten, der möglichst auf Fernwärme des Zweckverbands \nKehrichtverwertung Zürcher Oberland (KEZO) und der Abwasserreinigungsanlage (ARA) basiert und \nweitere erneuerbare und alternative Energiequellen berücksichtigt. Der heutige Energieplan der Stadt \nWetzikon genügt diesen neuen Vorgaben nicht. Es soll deshalb ein Vorschlag für eine Revision des \nEnergieplans erarbeitet werden, welcher die neuen Vorgaben erfüllt. \n\nDie Leitung der Projektarbeit soll gemeinsam einer internen Projektleitung aus der Stadtverwaltung \nund einem externen Fachbüro übertragen werden. \n\nTeilprojekt Regionale Zusammenarbeit \n\nGemäss Art. 33a Gemeindeordnung ist eine Wärme- und Kälteversorgung anzustreben, welche wesent-\nlich auf Fernwärme ab der Kehrichtverbrennungsanlage KEZO Hinwil basiert. Damit ist es angezeigt, \nbezüglich der Wärmenutzung ab der KEZO eine regionale Zusammenarbeit anzustreben, in welcher der \nZweckverband KEZO und weitere an einer Fernwärmeversorgung interessierte Gemeinden einbezogen \nwerden. \n\nEs sind insbesondere Vorschläge für Organisationsstrukturen/Rechtsformen für eine regional organi-\nsierte Fernwärmeversorgung inkl. möglicher Finanzierungsvarianten zu erarbeiten.  \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 10. März 2021 Seite 4 von 5 \n\nDie Leitung der Projektarbeit soll gemeinsam einer internen Projektleitung aus der Stadtverwaltung \nund einem oder mehreren externen Fachbüros übertragen werden. \n\nTeilprojekt Transformation Wärmeversorgung \n\nZur Umsetzung von Art. 33a Gemeindeordnung ist ein Plan für eine Transformation der heutigen, noch \ngrossmehrheitlich auf fossilen Energieträgern beruhenden Wärmeversorgung zu einer zukünftigen auf \nFernwärme (aus KEZO und ARA) und weiteren nicht fossilen Energieträgern basierenden Wärme- und \nKälteversorgung zu erstellen. Die Projektarbeit berücksichtigt die energie- und klimapolitischen Rah-\nmenbedingungen auf Ebene Bund und Kanton und die Dauer von mehreren Jahrzehnten bis zur Zieler-\nreichung. Sie berücksichtigt die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der heutigen Gasversorgung mit \ndem Ziel einer Minimierung von allfälligen gestrandeten Investitionen bei der Gasversorgung und den \nInvestitonen der Gasbezüger/innen und gewährleistet eine optimale Koordination mit planerischen \nVorgaben und Projekten der Stadt. \n\nDie Leitung der Projektarbeit soll gemeinsam einer internen Projektleitung aus der Stadtverwaltung \nund einem externen Fachbüro übertragen werden. \n\nKosten \n\nDie Projektkosten belaufen sich für die Jahre 2021 bis 2023 gesamthaft auf 325'000 Franken (vorbe-\nhältlich der konkreten Offerten der beizuziehenden Fachbüros), davon 310'000 Franken für Honorare \nfür externe Fachexpert/innen. Im Budget 2021 sind dafür im Konto 5622.3232, Energie 100'000 Fran-\nken eingestellt. Zusätzlich ist gesamthaft mit Sachkosten von 15'000 Franken zu rechnen, welche in \nverschiedenen Konti anfallen. \n\nErwägungen \n\nDas Projekt einer Transformation der heutigen, noch grossmehrheitlich auf fossilen Energieträgern be-\nruhenden Wärmeversorgung der Stadt zu einer im Wesentlichen auf erneuerbaren Energieträgern be-\nruhenden Wärme- und Kälteversorgung gemäss den Vorgaben von Art. 33a Gemeindeordnung ist ein \nGenerationenprojekt, welches sich inhaltlich und vom Zeitrahmen her sehr gut in das bundesrätliche \nZiel einer klimaneutralen Schweiz bis 2050 einfügt. Gemäss Auftrag der Stimmberechtigten vom \n29. November 2020 sollen dazu mögliche Varianten geprüft und ein Umsetzungsvorschlag zuhanden \ndes Parlaments vorgelegt werden. \n\nDas Projekt ist komplex, mit diversen zu bearbeitenden Teilaspekten, welche am Ende zu einem um-\nsetzungsfähigen Vorgehensvorschlag zusammengefügt werden sollen. Der für ein so komplexes Projekt \nzur Verfügung stehende Zeitrahmen von drei Jahren ist kurz und macht eine Bearbeitung in mehreren \nzeitlich parallel laufenden Teilprojekten notwendig. Die fachlichen Inhalte der Teilprojekte sollen je-\nweils von externen, spezialisierten Fachbüros erarbeitet und von einer Projektgruppe aus internen \nFachspezialist/innen aus der Stadtverwaltung und allenfalls weiteren externen Fachspezialist/innen \nbegleitet werden. \n\nDie Projektsteuerung wird durch den Gesamtstadtrat wahrgenommen, unterstützt durch die beiden \nzuständigen beratenden Fachkommissionen (Umwelt- und Werkkommission). Der Kommunikation ge-\ngenüber der interessierten Öffentlichkeit über die Projektinhalte und den Fortgang der Projektarbeit \nwird das notwendige Gewicht beigemessen. \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Stadtrat Wetzikon, Sitzung vom 10. März 2021 Seite 5 von 5 \n\nDer Stadtrat nimmt Kenntnis von den geschätzten Projektkosten. Die Tranche für die Projektbearbei-\ntung 2021 ist im Budget 2021 eingestellt. Die weiteren Kosten sind bei der Budgeterstellung 2022 und \n2023 zu berücksichtigen. \n\n \n \nFür richtigen Protokollauszug: \n \n \n \nStadtrat Wetzikon \nMartina Buri, Stadtschreiberin \n \n \n\n\n\n  \n\n \n \n\n \n\n Umweltkommission  \n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 1 von 8 \n\n \n\n Sitzung vom 29. März 2021  \n \n\n2021/6 0.04.05.03 Postulat \nPostulat "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes", Bericht und Antrag (Parla-\nmentsgeschäft 19.04.08) \n\n   \n \n \nBeschluss Umweltkommission  \n\n1. Dem Stadtrat wird beantragt, Bericht und Antrag zum Postulat "Kein weiterer Ausbau des Gas-\nnetzes" zu genehmigen. \n\n2. Öffentlichkeit des Beschlusses: \n– Der Beschluss ist nach Beschlussfassung durch den Stadtrat öffentlich. \n\n3. Mitteilung durch Sekretariat an: \n– Stadtrat (als Antrag) \n– Werkkommission (Sekretariat, zum Mitbericht) \n– Abteilung Umwelt \n– Stadtwerke \n– Geschäftsbereich Bau + Infrastruktur \n– Parlamentsdienste (zuhanden Parlament) \n\n \nErwägungen \n\nDas Ressort Tiefbau + Energie unterbreitet der Umweltkommission Bericht und Antrag zum Postulat \n"Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" zur Antragstellung an den Stadtrat. \n\n \n\n \n  \n\n\n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 2 von 8 \n\nAntrag und Bericht an das Parlament  Parlamentsgeschäft 19.04.0 \n\n \n\nAntrag \n\nDer Stadtrat beantragt dem Parlament, es möge folgenden Beschluss fassen: \n(Zuständig im Stadtrat Pascal Bassu, Ressort Tiefbau + Energie) \n\nDem Bericht des Stadtrats wird zugestimmt und das Postulat "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" \nabgeschrieben. \n\n \n\nBericht \n\nAusgangslage \n\nDas Parlament hat dem Stadtrat am 19. März 2020 die in ein Postulat umgewandelte Motion "Kein \nweiterer Ausbau des Gasnetzes" zur Berichterstattung und Antragstellung überwiesen. Es ist gemäss \nArt. 44 der Geschäftsordnung des Parlaments (GeschO Parlament) eine "Aufforderung an den Stadtrat \nzu prüfen, ob eine Massnahme in seiner Kompetenz zu treffen oder ob ein Beschluss in der Zuständig-\nkeit der Gemeinde oder des Gemeinderates zu fassen sei". Nach Art. 45 Abs. 4 GeschO Parlament hat \nder Stadtrat über ein überwiesenes Postulat innert neun Monaten Bericht zu erstatten und Antrag zu \nstellen. Die vom Parlament mit Beschluss vom 31. August 2020 verlängerte Frist läuft am 9. Juni 2021 \nab. Mit dem vorliegenden Beschluss ist diese Frist gewahrt. \n\nDer Stadtrat hat demnach zu prüfen, ob ein weiterer Ausbau des Wetziker Gasnetzes gestoppt und \nkeine neuen Gasanschlüsse mehr erstellt werden sollen. In den Erwägungen zum Antrag auf Entgegen-\nnahme der Motion als Postulat führten der Stadtrat und die frühere Energiekommission aus, dass das \nAnliegen des Vorstosses zu wenig umfassend sei, indem sich heute nicht primär die Frage nach einem \nStopp des Ausbaus des Wetziker Gasnetzes stelle, sondern vielmehr nach der Planung eines kontrol-\nlierten Übergangs von der heutigen fossilen Gasversorgung auf eine erneuerbare Wärmeversorgung. \nDer Stadtrat führte aus, dass folgende Fragen im Bericht beleuchtet werden sollen: \n\n– die Vermeidung von gestrandeten Investitionen bei der Gasversorgung und bei der Gaskundschaft, \n– die Rolle von Gas bei der Spitzenlastabdeckung von erneuerbaren Wärmeverbünden oder von so-\n\ngenannten Übergangstechnologien (wie beispielsweise der Einsatz von Gas in Blockheizkraftwer-\nken) und \n\n– die Klärung des Potentials an erneuerbaren Gasen und dessen Einsatz. \n\n \n\nNeue Rahmenbedingungen mit Auswirkungen auf die Gasversorgung \n\nKlimaziele und Klimastrategien von Bund und Kanton \n\nDie Schweiz hat sich mit der Unterzeichnung des Pariser Klimaübereinkommens verpflichtet, bis 2030 \nihren Treibhausgasausstoss gegenüber dem Stand von 1990 zu halbieren. Bis 2050 soll die Schweiz ge-\nmäss dem Beschluss des Bundesrats vom Sommer 2019 klimaneutral sein – also nicht mehr Treibhaus-\ngase ausstossen, als natürliche und technische Speicher aufnehmen können (Netto-Null-Emissionen). \n\n\n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 3 von 8 \n\nAuch der Regierungsrat des Kantons Zürich hat 2020 beschlossen, die Treibhausgasemissionen mög-\nlichst rasch, aber spätestens bis 2050 auf netto null zu senken. Die entsprechende langfristige Klimast-\nrategie und ein Vorgehen zur Dekarbonisierung sollen im 1. Halbjahr 2021 vorliegen. \n\nMit der im Januar 2021 veröffentlichten langfristigen Klimastrategie der Schweiz zeigt der Bundesrat \nauf, wie das Ziel Netto-Null CO2-Emissionen erreicht werden soll. U. a. wird der Gebäudepark bis 2050 \nkeine Treibhausgasemissionen mehr verursachen dürfen. Dies bedeutet, dass bis spätestens in 30 Jah-\nren für die Wärmeversorgung der Gebäude keine fossilen Brennstoffe (Erdgas und Erdöl) mehr einge-\nsetzt werden dürfen. Möglich werden soll dies durch die Bereitstellung der Gebäudewärme mit erneu-\nerbaren Energien bei Neubauten, die energetische Sanierung des bestehenden Gebäudeparks inkl. Er-\nsatz von fossil betriebenen Wärmeversorgungen in bestehenden Bauten mit erneuerbaren Alternati-\nven. Die Ziele werden einerseits mit einer Verschärfung der gesetzlichen Grundlagen (CO2-Gesetz, eid-\ngenössisches und kantonales Energiegesetz) und andererseits mit Fördermassnahmen erreicht. \n\nZiele und Rahmenbedingungen in Wetzikon \n\nAm 9. Februar 2020 stimmten die Wetziker Stimmberechtigten dem Rahmenkredit für das neue För-\nderprogramm 2020 bis 2024 zu, mit welchem energetische Gebäudesanierungen, der Umstieg von fos-\nsiler auf erneuerbare Wärmeversorgung und die Produktion von Solarstrom gefördert wird. Mit den \nFörderbeiträgen bestehen für Gebäudeeigentümerinnen und -eigentümer sehr attraktive Anreize für \nenergetische Gebäudesanierungen und den Umstieg zu einer Wärmeversorgung aus erneuerbaren \nQuellen. Kombiniert mit den Förderbeiträgen des Kantons sind die Massnahmen über die Lebensdauer \nder Investitionen in den allermeisten Fällen wirtschaftlich. Dies wird den Umstieg von Erdgas und Öl \nauf erneuerbare Energien wie beabsichtigt beschleunigen und führt in der Konsequenz dazu, dass die \nKundschaft der Gasversorgung laufend ausgedünnt wird. \n\nAm 29. November 2020 stimmten die Stimmberechtigten dem Gegenvorschlag zur Fernwärmeinitiative \nzu, mit welchem der Stadtrat beauftragt wird, einen Umsetzungsvorschlag für eine Wärme- und Kälte-\nversorgung der Stadt Wetzikon zu erarbeiten. Der Vorschlag soll möglichst auf Fernwärme des Zweck-\nverbands Kehrichtverwertung Zürcher Oberland (KEZO) und der Abwasserreinigungsanlage (ARA) ba-\nsieren und weitere erneuerbare und alternative Energiequellen berücksichtigen. Mit dem Umsetzungs-\nvorschlag sind demzufolge Szenarien zu erarbeiten, welche mittel- und längerfristig die Möglichkeiten \neiner Wärmeversorgung ohne fossile Gasversorgung aufzeigen. \n\nAuswirkungen der zukünftigen Rahmenbedingungen auf die Gasversorgung \n\nDie Ziele und Stossrichtungen auf allen staatlichen Ebenen sind dahingehend ausgelegt, dass die Wär-\nmeversorgung in Zukunft ohne fossile Brennstoffe erfolgen wird. Das Bundesamt für Energie (BFE) hat \nin einem Grundsatzpapier vom Oktober 2019 die künftige Rolle der Gasnetze aus Sicht des Bundes zu-\nsammengefasst. Gas wird zwar kurz- und mittelfristig ein wichtiger Energieträger bleiben. Längerfristig \nmuss jedoch der Gasverbrauch aufgrund der Klimaziele deutlich sinken und mit erneuerbaren Gasen \n(Biogas und synthetische Gase) gedeckt werden. Das inländische Potential für die Erzeugung von Bio-\ngas ist jedoch beschränkt (max. 10 – 15 % des heutigen Gasbedarfs). Dies gilt auch für die syntheti-\nschen erneuerbaren Gase (max. 5 – 15% des heutigen Gasbedarfs), deren Produktion zudem noch län-\ngere Zeit beschränkt ist, weil kaum erneuerbarer Überschussstrom zur Verfügung steht und die wegen \nder grosse Umwandlungsverluste auf absehbare Zeit noch sehr teuer ist. Die beschränkte Menge an \nBiogas und synthetischen Gasen soll deshalb in Zukunft nicht für die Wärmeversorgung von Gebäuden, \nsondern für andere Anwendungen wie Prozessenergie in der Industrie, als Treibstoffe im Schwer- und \nLangstreckenverkehr und für die Spitzenlastabdeckung in Wärmenetzen zur Verfügung stehen. Niedrig-\n\n\n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 4 von 8 \n\ntemperaturwärme für die Gebäudeheizung soll hingegen aus erneuerbaren Energien (Wärmepumpen \nund Fernwärme) gewährleistet werden. Die entsprechenden Technologien stehen bereits zur Verfü-\ngung. \n\nDies bedeutet für die Gasversorgungen in den Gemeinden und Städten, dass sie sich bis in spätestens \n30 Jahren ganz neu ausrichten müssen. Die Geschäftstätigkeit wird nicht mehr die Wärmeversorgung \nvon Gebäuden mit Erd- und Biogas umfassen, sondern die Lieferung von erneuerbaren Gasen für die \nSpitzenlastabdeckung von Wärmeverbünden und von Prozessenergie für die Industrie. Das künftige \nGasnetz muss sich rechtzeitig auf diese Herausforderungen ausrichten und in seiner räumlichen Aus-\ndehnung angepasst werden (so genannte Zielnetzplanung). \n\nTransformation der Gasversorgung \n\nIn den Erwägungen zum Antrag auf Entgegennahme der Motion als Postulat führten der Stadtrat und \ndie frühere Energiekommission aus, dass aufgrund der veränderten Rahmenbedingungen Überlegun-\ngen zu einer Transformation der heutigen, mehrheitlich auf fossilem Erdgas beruhenden Gasversor-\ngung zu einer erneuerbaren Wärmeversorgung dringend sind. Die neuen gesetzlichen Vorgaben zur er-\nneuerbaren Wärmeversorgung und die Fördermittel für den Umstieg führen in den nächsten Jahren zu \neiner laufenden Ausdünnung der belieferten Gaskundinnen und -kunden. Die Amortisations-, Unter-\nhalts- und Betriebskosten der Gasversorgung müssen auf immer weniger Kundinnen/Kunden verteilt \nwerden und führen zusammen mit den steigenden CO2-Abgaben zu einer laufenden Verteuerung des \nHeizens mit Gas im Vergleich zu erneuerbaren Konkurrenztechnologien und damit zu einer zusätzlichen \nAbwanderung der Kundschaft. Angesichts der Tatsache, dass die technische Lebensdauer von Gaslei-\ntungen 60 bis 80 Jahre beträgt, besteht Handlungsbedarf für die Wetziker Gasversorgung, um sich den \nneuen Herausforderungen zu stellen und sich rechtzeitig entsprechend vorzubereiten. Insbesondere \ngilt es, durch eine angepasste Planung nicht mehr amortisierbare, sogenannte gestrandete Investitio-\nnen beim Netz und den technischen Installationen zu vermeiden oder zu mindestens zu reduzieren. \n\nAusgangslage \n\nDie Stadt Wetzikon verfügt über ein flächendeckend ausgebautes und eher junges Gasnetz.  \n\n \n\n2019 wurde die Mehrheit aller Gebäude mit Erdgas beheizt (61% des Wärmebedarfs). Der jährliche Ab-\nsatz beläuft sich auf ca. 130 GWh. Gas wird in Wetzikon fast ausschliesslich für Raumwärme und \n\n\n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 5 von 8 \n\nWarmwasser eingesetzt, also in dem Bereich, in dem der Bund langfristig keine Rolle mehr für Gas \nsieht. \n\nIn den letzten 15 Jahren betrug der Anschaffungswert neuer Gas-Infrastrukturen durchschnittlich \nknapp 700'000 Franken pro Jahr. Der Restwert der heute vorhandenen Gas-Infrastruktur beläuft sich \nderzeit auf knapp 14 Mio. Franken. Dieser Restwert nimmt jährlich ab und wird 2050 bei noch etwa \n2 Mio. Franken liegen. Zukünftige Instandstellungen an der Infrastruktur führen jeweils zu einer Erhö-\nhung des Restwerts. \n\n \n\nDie Gasheizungen in Wetzikon sind derzeit durchschnittlich 12 Jahren alt. Der Restwert aller heute in-\nstallierten Gasheizungen der Stadt Wetzikon beträgt knapp 24 Mio. Franken und ist bis 2037 vollstän-\ndig abgeschrieben. \n\n \n\nSeit 2017 ist im Standardgasmix der Stadtwerke ein Anteil Biogas enthalten. Dieser lag zuerst bei 5 % \nund beträgt seit 2020 30 %. Ein grosser Teil der Kundschaft nimmt keine Änderung am Standardmix \nvor. 6 % des in Wetzikon eingesetzten Biogases wird in der eigenen Biogasanlage erzeugt, die restli-\nchen 94 % stammen aus der europäischen Union über den Zukauf von entsprechenden Zertifikaten.  \n\nDer Wetziker Energieplan grenzt den Ausbau des Gasnetzes ein, indem die Erschliessung neuer Stras-\nsenzüge nur noch mit erneuerbarer Gasversorgung erlaubt ist und in Gestaltungsplangebieten und \nstadteigenen Gebäuden ein relevanter Anteil der Wärmeversorgung aus erneuerbaren Quellen stam-\nmen muss. \n\n  \n\n0\n\n2\n\n4\n\n6\n\n8\n\n10\n\n12\n\n14\n\n2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 2065 2070\n\nin\n M\n\nio\n. \n\nF\nr.\n\nHochdrucknetz\n\nVerteilnetz\n\nMessapparate\n\nHausanschlüsse\n\n0\n\n5\n\n10\n\n15\n\n20\n\n25\n\nin\n M\n\nio\n. \n\nF\nr.\n\n\n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 6 von 8 \n\nMöglichkeiten für die Transformation der Gasversorgung \n\nUnterstützt durch das Ingenieurbüro EBP Schweiz AG, Zollikon befassten sich die Umwelt- und die \nWerkkommission und anschliessend der Stadtrat intensiv mit möglichen Szenarien für die Wetziker \nGasversorgung. \n\nEs wurden verschiedenen Handlungsoptionen für die Gasnetzentwicklung auf ihre Eignung in vier ver-\nschiedenen möglichen Entwicklungsszenarien in den nächsten 30 Jahren geprüft: \n\nNetzentwicklung \n\nReferenzszenario \n\n(weiter wie bisher) \n\nStärkere  \n\nLiberalisierung \n\nVerstärkte  \n\nEnergie- und \n\nKlimapolitik \n\nKombiniertes  \n\nSzenario \n\n(Liberalisierung \n\nund Klimapolitik) \n\nvollständiger Erhalt () ()   \n\nvollständiger Erhalt mit \n\n100% erneuerbarem Gas \n  () () \n\nAusbau     \n\nrasche Stilllegung   () () \n\nmittelfristige Stilllegung () () () () \n\n«langfristige Stilllegung () () () () \n\ndifferenzierte Transforma-\n\ntion \n  () () \n\nEignung von strategischen Optionen für verschiedene Rahmenszenarien:  \n geeignet, () eher geeignet, () eher ungeeignet,  ungeeignet \n\n \nDie Handlungsoption "differenzierte Transformation" ist in allen möglichen Szenarien geeignet oder \neher geeignet, alle anderen Optionen sind nur für gewisse Szenarien (eher) geeignet, in anderen hinge-\ngen (eher) nicht. \n\nEine differenzierte Transformation der Gasversorgung geht von unterschiedlichen Massnahmen je \nnach Netzgebiet aus. Dazu gehören Stilllegungen in Gebieten mit starkem Absatzrückgang und hohem \nErneuerungsbedarf, aber auch der Erhalt eines Basisnetzes, das langfristig (erneuerbares) Gas zu An-\nwendungen wie die Spitzenlastdeckung/Redundanz von Wärmenetzen oder den Betrieb von Wärme-\nKraft-Kopplungsanlagen transportieren kann. Differenzierte Stilllegungen tragen dazu bei, den Anstieg \nder Netznutzungskosten für die übrige Kundschaft zu dämpfen und das übrigbleibende Basisnetz lang-\nfristig rentabel betreiben zu können. Eine differenzierte Transformation kann angepasst an die sich \nwandelnden Rahmenbedingungen umgesetzt werden und erlaubt beispielsweise eine gute Abstim-\nmung der Entwicklung des Gasnetzes mit dem Bau von Fernwärmenetzen. Mit der stadteigenen Bio-\ngasanlage wird zudem bereits eigenes Biogas produziert, das für die längerfristig noch zu versorgenden \nAnwendungen zur Verfügung steht. Eine differenzierte Transformation bedeutet jedoch gegenüber der \nvollständigen Stilllegung oder einem unveränderten Erhalt einen grösseren Aufwand sowohl für die Er-\narbeitung der Grundlagen, die Planung, die politische Abstimmung und die Kommunikation gegenüber \nden Kundinnen bzw. Kunden.  \n\n\n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 7 von 8 \n\nMit dem an der Urne befürworteten Gegenvorschlag zur Fernwärme-Initiative wurde der Stadtrat von \nden Stimmberechtigten beauftragt, eine Vorschlag für die zukünftige Wärme- und Kälteversorgung der \nStadt vorzulegen, welcher einerseits auf leitungsgebundener, erneuerbarer Wärme (aus KEZO und  \nARA) und auf weiteren erneuerbaren Energiequellen beruht. Für die leitungsgebundene Versorgung \nmit erneuerbarer Wärme ist zwingend eine enge Abstimmung mit dem heutigen Gasnetz und eine \nsorgfältige Transformationsplanung notwendig, da die heutige dichte Gasversorgung überall direkt \nkonkurrenziert wird. Für eine erfolgreiche Fernwärmeversorgung sind bereits heute Massnahmen zur \nSicherung der zukünftigen Anschlussdichte notwendig (z.  B. über Quartierwärmeverbünde zur Ver-\nmeidung der Ausdünnung durch den Umstieg auf Wärmepumpen). Dabei ist sicherzustellen, dass die \nGasversorgung auch in der langen Übergangsphase so wirtschaftlich wie möglich betrieben werden \nkann. In den wenig dicht bebauten und damit für eine Fernwärmeversorgung nicht gut geeigneten Ge-\nbieten ist eine frühzeitige Ausstiegsplanung notwendig zur Vermeidung von Ersatzinvestitionen, wel-\nche sich aufgrund des laufenden Umstiegs auf Wärmepumpen nicht mehr amortisieren lassen. Beide \nAspekte sprechen für eine differenzierte Transformation in den nächsten Jahrzehnten und eine ange-\npasste Zielnetzplanung der Gasversorgung. Diese Planungen sind im Rahmen des Umsetzungsvor-\nschlags des Gegenvorschlags zur Fernwärmeinitiative vorzunehmen. \n\nFazit \n\nMit der Überweisung des Postulats "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" zur Berichterstattung und \nAntragstellung hat der Stadtrat zu prüfen, ob ein weiterer Ausbau des Wetziker Gasnetzes gestoppt \nund keine neuen Gasanschlüsse mehr erstellt werden sollen und welche Massnahmen oder Beschlüsse \nallenfalls zu diesem Zweck zu ergreifen sind. \n\nEin Verbot von neuen Anschlüssen an die Gasversorgung aus Gründen des Klimaschutzes ist für nicht \nzielführend, weil dies eine geordnete Transformation zu einer erneuerbaren, leitungsgebundenen \nWärmeversorgung sogar gefährden könnte. Erneuerbares Gas wird einen wichtigen Beitrag zur Reduk-\ntion der CO2-Emissionen der Wärme leisten, u. a. als Übergangslösung bis zum Anschluss an ein Wär-\nmenetz. Dies wird partiell auch zusätzliche Gasanschlüsse (für erneuerbare Gase) notwendig machen. \n\nDer Stadtrat hat mit SRB 2021/45 den Projektauftrag für die Ausarbeitung des Umsetzungsvorschlags \nzur Fernwärmeinitiative beschlossen. Mit dem Teilprojekt "Transformation der Wärmeversorgung" sol-\nlen gemäss dem Vorgehen einer differenzierten Transformation Grundlagen für die Transformation der \nWärmeversorgung bis 2050 zu einer vollständig erneuerbaren Wärme- und Kälteversorgung mit Ziel-\nnetzplanung, Vorgehensplan je Quartier, notwendigen Rechtssetzungsanpassungen und weiteren un-\nterstützenden Massnahmen erarbeitet werden. Der Vermeidung von gestrandeten Investitionen bei \nder Gasversorgung der Stadtwerke und bei Privaten wird mit Hilfe von langfristiger Planung und früh-\nzeitiger Kommunikation das notwendige grosse Gewicht beigemessen. \n\n \n\n \nAkten \n\n– 19.04.08 Motion Schlatter "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes" \n– SRB 2020/10 - Motion "Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes", Antrag zur Umwandlung in ein Postu-\n\nlat und Entgegennahme (Parlamentsgeschäft 19.04.08) \n– Grosser Gemeinderat, Motion kein weiterer Ausbau Gasnetz, Überweisung als Postulat (Tr. 5), \n\n2020-03-19 \n\n\n\n \n\nUmweltkommission Sitzung vom 29. März 2021 Seite 8 von 8 \n\n– Künftige Rolle von Gas in der Schweiz, Bundesamt für Energie, 2019 \n– Fachbericht Zukunft Gasinfrastruktur, Metropolitankonferenz, 2019 \n– Zukunft Gasinfrastruktur, Ratgeber für Gemeinden, Metropolitankonferenz, 2020 \n– Transformation Gasversorgung, Bericht ebp, 2021-03-09 \n– SRB 2021/45 - Umsetzungsvorschlag Fernwärme, Festsetzung Projektorganisation \n\n \n\n \n \n\n\n\n  \n\n \n \n\n \n\n Werkkommission  \n\n \n\nProtokollauszug Werkkommission Wetzikon, Sitzung vom 13. April 2021 Seite 1 von 2 \n\n \n\nAuszug aus dem Protokoll Sitzung vom 13. April 2021  \n \n\n2021/7 0.07.17.2 Sitzungen \nMitbericht zum Antrag und Bericht der Umweltkommission zum Postulat - \nKein weiterer Ausbau des Gasnetzes \n\n   \n \n \nBeschluss Werkkommission  \n\n1. Der Bericht und Antrag zum Postulat «Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes» der Umweltkom-\nmission wird unterstützt. \n\n2. Öffentlichkeit des Beschlusses: \n– Der Beschluss ist vertraulich (Mitbericht). \n\n3. Mitteilung durch Sekretariat an: \n– Stadtrat (als Mitbericht) \n– Leiter Stadtwerke \n– Umweltkommission \n\nAusgangslage \n\nDer Bericht zum Postulat «kein weiterer Ausbau des Gasnetzes» wurde unter Einbezug der Umwelt- \nund Werkkommission sowie in intensiver Zusammenarbeit mit den Stadtwerken erarbeitet. Der Bericht \nsowie Antrag an den Stadtrat wurden durch die Umweltkommission am 29. März 2021 verabschiedet. \nDie Werkkommission hat die Möglichkeit anlässlich ihrer Sitzung am 13. April den Bericht sowie den \nAntrag an den Stadtrat zu unterstützen sowie allenfalls Änderungen oder Präzisierungen in einem Mit-\nbericht zu erläutern. \n\nErwägungen \n\nDie Werkkommission erachtet den Antrag an den Stadtrat sowie den ebp Bericht als ausgewogen. Er-\nwähnenswert ist der Vermerk, dass ein rigoroses Verbot von Gasanschlüssen sogar kontraproduktiv \nsein könnte, was sich auch im Praxisbeispiel ARA Wärmeverbund zeigt. Hier gibt ein Interessent für den \nWärmeverbund ARA als Übergangslösung einem Gasanschluss mit 100 % Biogas gegenüber einer \nWärmepumpe den Vorzug. Würde der Kunde eine Wärmepumpe für seine Überbauung einsetzen, wä-\nre ein Anschluss an den ARA Wärmeverbund für Jahrzehnte unrealistisch. \n\nIm Weiteren ist im Bericht die Möglichkeit für den Einsatz von Wärmekraftkopplungen als Transforma-\ntionstechnologie erwähnt. Diese Technologie für die Wärme- und Stromproduktion könnte als Über-\ngangstechnologie dienen, um auch die Versorgungssicherheit mit Strom insbesondere in den Winter-\nmonaten zu unterstützen. Unterschiedliche Verbände und Institutionen beschäftigen sich mit dem \nThema Dekarbonisierung in der Mobilität sowie Wärmeversorgung und deren Auswirkungen auf das \nStromnetz. Bereits heute besteht eine Stromlücke in den Wintermonaten. Durch einen intensiven Ein-\nsatz von Wärmepumpen, respektive schnellem Umstieg von Gasheizungen auf Wärmepumpen, sowie \neiner steigenden E-Mobilität wird sich die Situation weiter verschärfen, was in folgender Grafik der \nEMPA dargestellt wird. \n\n\n\n \n\nProtokollauszug Werkkommission Wetzikon, Sitzung vom 13. April 2021 Seite 2 von 2 \n\n \n\nEine zielgerichtete Transformation des Gasnetzes reduziert diese Gefahr und ermöglicht einen planba-\nren Neu- / Ausbau des Stromversorgungsnetzes, der Stromproduktion und - Speicherung. \n\nFazit \n\nDie Werkkommission unterstützt den Bericht und Antrag zum Postulat «Kein weiterer Ausbau des Gas-\nnetzes» der Umweltkommission. \n\n \nFür richtigen Protokollauszug: \n\n \nWerkkommission Wetzikon \nFranco M. Thalmann, Sekretär \n \n \n\n\n\t19.04.08 Postulat Schlatter Bericht und Antrag SR Kein weite.pdf\n\tBeschluss Stadtrat\n\tAusgangslage\n\tZusammenfassung der Berichtsergebnisse (Management Summary)\n\tFazit\n\tErwägungen\n\tAusgangslage\n\tNeue Rahmenbedingungen mit Auswirkungen auf die Gasversorgung\n\tAkten\n\n\tAkten Postulat Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes, Bericht und Antrag (Parlamentsgeschäft 19.04.08)\n\t01 19.04.08 Motion Schlatter Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes\n\t02 SRB 2020-10 Motion Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes, Antrag Umwandlung in Postulat\n\t03 Grosser Gemeinderat, Motion kein weiterer Ausbau Gasnetz, Überweisung als Postulat (Tr. 5), 2020-03-19\n\t04 BFE, Künftige Rolle von Gas in der Schweiz, 2019\n\t1. Erdgas ist ein bedeutender Energieträger im Energiemix der Schweiz – längerfristig muss der Verbrauch mit Blick auf die Klimaziele gesenkt werden.\n\t2. Biogas ist ein wertvoller, polyvalent und flexibel einsetzbarer Energieträger.\n\t3. Biogas ist nur in begrenzten Mengen verfügbar.\n\t4. Biogasimporte als solche sollen künftig mittels Herkunftsnachweisen ermöglicht und im Treibhausgasinventar erfasst werden.\n\t5. Über die gesamte Wertschöpfungskette betrachtet verursacht Biogas weniger Treibhausgasemissionen als Erdgas.\n\t6. In der Schweiz wird die Biogasproduktion durch verschiedene Massnahmen gefördert.\n\t7. Die Produktion von synthetischem erneuerbarem Gas ist energieintensiv und teuer.\n\t8. Erdgas und erneuerbare Gase sind effizient und zweckmässig einzusetzen.\n\t9. Kurz- bis mittelfristig ist der Einsatz von Erdgas – unter Beimischung von Biogas – im Gebäudebereich sinnvoll. Langfristig jedoch nicht.\n\t10. Das erneuerbare Wärmepotenzial in der Schweiz ist gross und soll erschlossen werden.\n\t11. Bestehende Gasnetze leisten einen wichtigen Beitrag an eine sichere und zuverlässige Energieversorgung der Schweiz. Investitionen in neue Gasnetze, die in Konkurrenz zu erneuerbaren Wärmenetzen stehen, sind jedoch zu vermeiden.\n\t12. Durch eine sorgfältige räumliche Energieplanung wird die Wärmeversorgung eines Gebietes sinnvoll entwickelt.\n\t13. Der Bundesrat plant ein Gasversorgungsgesetz, um mehr Rechtssicherheit im Gasmarkt zu schaffen.\n\n\t05 Metropolitankonferenz, Zukunft Gasinfrastruktur, Fachbericht\n\t06 Metropolitankonferenz, Zukunft Gasinfrastruktur, Ratgeber Ge\n\t07 Transformation Gasversorgung, Bericht, final, 2021-03-09\n\t1. Einleitung\n\t1.1 Anlass und Ziel\n\t1.2 Ausgangslage Gasversorgung der Stadt Wetzikon\n\tGasnetz\n\tGasheizungen\n\tVerwendungszwecke\n\tGasqualität\n\tPreisniveau\n\tKonzessionsabgabe\n\n\t1.3 Heutige Grundsätze für die Weiterentwicklung\n\n\t2. Rahmenszenarien\n\t2.1 Referenzszenario: heutige Rahmenbedingungen\n\t2.2 Szenario Ambitionierte Energie- und Klimapolitik\n\t2.3 Szenario stärkere Liberalisierung des Gasmarktes\n\t2.4 Kombiniertes Szenario Klimapolitik / stärkere Liberalisierung\n\n\t3. Grundsätze der Gasversorgung\n\t4. Langfristige strategische Optionen (Blick 2050)\n\t4.1 «vollständiger Erhalt»\n\tBeschrieb\n\tEignung je nach Rahmenszenario\n\n\t4.2 «vollständiger Erhalt mit 100% erneuerbarem Gas»\n\tBeschrieb\n\tEignung je nach Rahmenszenario\n\n\t4.3 «Ausbau»\n\tBeschrieb\n\tEignung je nach Rahmenszenario\n\n\t4.4 «rasche Stilllegung»\n\tBeschrieb\n\tEignung je nach Rahmenszenario\n\n\t4.5 «mittelfristige Stilllegung»\n\tBeschrieb\n\tEignung je nach Rahmenszenario\n\n\t4.6 «langfristige Stilllegung»\n\tBeschrieb\n\tEignung je nach Rahmenszenario\n\n\t4.7 «differenzierte Transformation»\n\tBeschrieb\n\tEignung je nach Rahmenszenario\n\n\t4.8 Übersicht der Bewertung\n\n\t5. Beantwortung konkreter Fragen\n\t5.1 Potenzial erneuerbare Gase\n\tFrage\n\tBegriff\n\tMethode zur Erhebung des Potenzials an erneuerbaren Gasen in Wetzikon\n\tResultat: Theoretische Potenziale\n\n\t5.2 Transformationsplanung\n\tFrage\n\tAntwort\n\n\t5.3 Gestrandete Investitionen\n\tFrage\n\tBegriff\n\tAntwort\n\tWeitere Hinweise\n\n\n\n\t08 SRB 202145 - Umsetzungsvorschlag Fernwärme, Festsetzung Projektorganisation\n\tBeschluss Stadtrat\n\tAusgangslage\n\tProjektinhalte\n\tProjektorganisation\n\tTeilprojekt Energieplanung\n\tTeilprojekt Regionale Zusammenarbeit\n\tTeilprojekt Transformation Wärmeversorgung\n\n\tKosten\n\tErwägungen\n\n\t09 UKB 2021-6 - Postulat Kein weiterer Ausbau des Gasnetzes, Bericht und Antrag (Parlamentsgeschäft 19.04.08)\n\tBeschluss Umweltkommission\n\tErwägungen\n\tAusgangslage\n\tAkten\n\n\t10 WKB 20217 - Mitbericht zum Antrag und Bericht der Umweltkommission zum Postulat\n\tBeschluss Werkkommission\n\tErwägungen\n\n\n\n