name: Beantwortung schriftliche Anfrage Leistung von Solarenergie Energie Kreuzlingen über ein Jahr

text: \nStadtrat\n\nBeantwortung\n\nSchriftliche Anfrage "Leistung von Solaranlage Energie Kreuzlingen über ein Jahr"\n\nAm 26. Januar 2023 reichte Gemeinderat Fabian Neuweiler namens der Fraktion SVP die\nschriftliche Anfrage "Leistung von Solaranlage Energie Kreuzlingen über ein Jahr" ein (Bei-\nlage 1).\n\nDer Stadtrat beantwortet die Fragen wie folgt:\n\n1 Wie ist die Leistung der sieben Anlagen, die sich im Besitz der Energie Kreuzlingen\nbefinden über die Monate verteilt? Wir hätten gerne eine Aussage über die Monate\nvon Januar 2022 bis zum Januar 2023.\nDie gesamte installierte Leistung aller Photovoltaikanlagen (PVA) von Energie Kreuzlin-\ngen (EnK) beträgt 621 Kilowatt-Peak (kWp = Bezeichnung für elektrische installierte\nLeistung bei PVA) per Ende 2022. In den nachstehenden Grafiken sind die jeweiligen\nmonatlichen Produktionsmengen (in Kilowattstunden, kWh) der sieben PVA von EnK\nfür das Jahr 2022 dargestellt inklusive der Jahressumme. Von den sieben Anlagen wur-\nden im Jahr 2022 total 556'000 kWh produziert. Beim durchschnittlichen jährlichen\nVerbrauch eines 2-Personen-Haushalts in einem Mehrfamilienhaus von 2'190 kWh\n(Quelle: energieschweiz, Faktenblatt August 2021) würde diese Menge ca. 254 Haus-\nhalte versorgen oder 0.69 % der Grundversorgung der Kundinnen und Kunden.\n\n305'650 kWh\n\nSperrfrist für alle Medien\nVeröffentlichung erst nach der Medienkon-\nferenz zur Gemeinderatssitzung\n\n\n\nSeite 2\n\n86'650 kWh\n\n22'000 kWh\n\n19'490 kWh\n\n15'900 kWh\n\n\n\nSeite 3\n\n94'300 kWh\n\n10'030 kWh\n\n2 Wie beurteilt Energie Kreuzlingen die Leistung ihrer Photovoltaikanlagen über die\nWintermonate?\nDie Produktionsmengen pro Monat korrelieren direkt mit der Anzahl der Sonnenstun-\nden über das Jahr.\n\nGrafik mit Anzahl der Sonnenstunden\n\nMit insgesamt 339 Sonnenstunden im Juli (≙ 15 %) wurden über alle PVA 85'780 kWh\n(≙ 15.4 %) produziert. Analog dazu wurden im Dezember 33 Sonnenstunden gemes-\nsen (≙ 1.5 %) und 5'485 kWh Solarstrom (≙ 1.0 %) produziert. Der durch die Anlagen\nvon EnK produzierte Solarstrom hatte im Juli 2022 einen Anteil von 1.85 % der Grund-\nversorgung von Kreuzlingen. Im Dezember waren es demgegenüber 0.06 % Anteil.\n\n\n\nSeite 4\n\nIm Winterhalbjahr (Oktober bis März) wurden 23 % der gesamten Jahresmenge pro-\nduziert, das Sommerhalbjahr hat die restlichen 77 % geliefert.\n\nQuelle: energie schweiz "Studie Winterstrom Schweiz", 25.01.2021\n\nEntsprechend der Sonnenscheindauer ergibt sich über die 12 Monate die typische Glo-\nckenkurve des Photovoltaik-Ertrags, bezogen auf konventionell installierte Dachanla-\ngen, für alle Regionen im Mittelland der Schweiz. Obige Grafik zeigt die Erträge in\nkWh/m2, die aufgrund der jährlich schwankenden Sonneneinstrahlung leicht variieren\n(Quelle: energie schweiz).\n\nFazit\nEnK kann die Leistung der PVA über die Wintermonate aufgrund der fehlenden Sonnenein-\nstrahlung nicht erhöhen. Es gibt verschiedene, generelle Ansätze, um die Stromknappheit im\nWinter zu lösen:\n– Ausbau erneuerbarer Energien: Durch den Ausbau erneuerbarer Energien wie Windkraft,\n\nSolarenergie oder Wasserkraft kann die Stromversorgung im Winter gestärkt werden. Hohe\nProduktionsanteile im Winter weisen insbesondere Windkraft und alpine PVA auf.\n\n– Speichertechnologien: Durch den Einsatz von Power-to-X-Technologien kann überschüssige\nEnergie aus erneuerbaren Energien im Sommer gespeichert und im Winter genutzt werden.\n\n– Energieeffizienz/-einsparungen erhöhen: Nebst mehr erneuerbarer Produktion muss der\nVerbrauch reduziert werden. Dadurch wird allgemein weniger Energie benötigt, und es ent-\nlastet die Stromversorgung sowie die Netzbelastung.\n\nFolgende Berichte beschreiben Situation und Massnahmen ausführlich:\n– Studie Winterstrom Schweiz (energieschweiz, 25. Januar 2021, Beilage 2)\n– Die Rolle der PVA bei der Schliessung der Winterstromlücke (swissolar, 9. März 2023, Bei-\n\nlage 3)\n– Energieperspektiven 2050+, Zusammenfassung der wichtigsten Ergebnisse (Bundesamt für\n\nEnergie BFE, 26. November 2020, Link: https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/poli-\ntik/energieperspektiven-2050-plus.html)\n\nDer Anteil der privaten PVA in Kreuzlingen steigt stark an. Auch EnK erstellt, wenn immer mög-\nlich, neue Anlagen wie z. B. auf der Heinrichhalle mit 264 kWp, was die Gesamtleistung um\n42 % erhöht. Somit erhöht sich der Solarstromanteil in der Summe, der Winteranteil wird phy-\nsikalisch bedingt immer gering sein.\n\n\n\nSeite 5\n\nKreuzlingen, 2. Mai 2023\n\nStadtrat Kreuzlingen\n\nThomas Niederberger, Stadtpräsident\n\nMichael Stahl, Stadtschreiber\n\nBeilagen\n1. Schriftliche Anfrage\n2. Studie Winterstrom Schweiz vom 25. Januar 2021\n3. Bericht "Die Rolle der PVA bei der Schliessung der Winterstromlücke" vom 9. März\n\n2023\n\nMitteilung an\n– Mitglieder des Gemeinderats\n– Medien\n\n\n\n\n\nBeilage 1\n\n\n\n\n\nSchlussbericht V3, 25. Januar 2021\n\n«Studie Winterstrom Schweiz» \n\nWas kann die heimische \nPhotovoltaik beitragen? \n\nBeilage 2\n\n\n\nDiese Studie wurde im Auftrag von EnergieSchweiz erstellt. \n\nFür den Inhalt sind alleine die Autoren verantwortlich. \n\nDatum: 25. Januar 2021 \n\nOrt: Zürich \n\nAutoren:  \n\nDr. Christof Bucher, Basler & Hofmann AG, christof.bucher@baslerhofmann.ch \n\nRoman Schwarz, Basler & Hofmann AG, roman.schwarz@baslerhofmann.ch \n\nAdresse Autoren: \n\nBasler & Hofmann AG \n\nForchstrasse 395, CH-8032 Zürich \n\nwww.baslerhofmann.ch \n\nAdresse \n\nEnergieSchweiz, Bundesamt für Energie BFE \n\nMühlestrasse 4, CH-3063 Ittigen. Postadresse: CH-3003 Bern \n\nInfoline 0848 444 444, www.infoline.energieschweiz.ch \n\nenergieschweiz@bfe.admin.ch, www.energieschweiz.ch, twitter.com/energieschweiz \n\nmailto:christof.bucher@baslerhofmann.ch\nmailto:roman.schwarz@baslerhofmann.ch\nhttp://www.baslerhofmann.ch/\n\n\nBasler & Hofmann Studie Winterstrom Schweiz \n\nInhaltsverzeichnis \n\n1. Management Summary (Deutsch) 1 \n\n2. Management Summary (français) 3 \n\n3. Abkürzungen und Definitionen 6 \n\n4. Einleitung 7 \n\n5. Grundlagen 9 \n\n6. Methode 10 \n\n6.1 Bildung von Referenzstandorten und Referenzanlagen 10 \n\n6.2 Bildung von Referenz-Einstrahlungsprofilen je Gemeinde, Ausrichtung\n\nund Neigung 11 \n\n6.3 Bildung von Referenz-Produktionsprofilen 12 \n\n6.3.1 Schneebedeckung der PV-Anlagen 13 \n\n6.4 Bildung von Szenarien 15 \n\n6.4.1 Szenario 1: Zubau wie bisher (ZWB) 16 \n\n6.4.2 Szenario 2: maximales Winterstrompotenzial (MWP) 16 \n\n6.4.3 Szenario 3: Anreize Winterstrom (AWS) 17 \n\n6.4.4 Varianten und Einzelfallbetrachtungen 17 \n\n6.5 Vergleich der Hauptszenarien 17 \n\n6.6 Kosten 19 \n\n7. Resultate 21 \n\n7.1 Hauptszenarien 21 \n\n7.2 Nebenszenarien 25 \n\n7.3 Spezialfall Flachdachanlagen 27 \n\n8. Validierung und kritische Bewertung der Studie 29 \n\n8.1 Validierung der Ertragsberechnung 29 \n\n8.1.1 Berechnung der Einstrahlung auf die Modulebene 29 \n\n8.1.2 Berechnung des Energieertrags unter Vernachlässigung der\n\nSchneebedeckung 29 \n\n8.1.3 Berechnung des Ertragsverlusts durch die Schneebedeckung 30 \n\n8.2 Unsicherheiten bezüglich Ausrichtung und Neigung der Anlagen 33 \n\n8.3 Unsicherheiten bezüglich der klimatischen Entwicklung 34 \n\nAnhang 1: Flussdiagramme Methodik 35 \n\nAnhang 2: Potenzial einzelner Kategorien 39 \n\n\n\nBasler & Hofmann Studie Winterstrom Schweiz \n\n\n\nBasler & Hofmann Studie Winterstrom Schweiz 1 \n\n1.  Management Summary (Deutsch)\n\nDas Potenzial für Solarstrom in der Schweiz ist gross. Bei einem Landesverbrauch von \n\nknapp 60 TWh elektrisch beträgt das Potenzial für Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) \n\nrund 50 TWh auf Dächern und 17 TWh an Fassaden1. In dieser Studie wird \n\nangenommen, dass von diesem Potenzial 30 TWh realisiert werden. Während der \n\nStromverbrauch im Winterhalbjahr jedoch höher ist als im Sommerhalbjahr, \n\nproduzieren die meisten PV-Anlagen in der Schweiz im Sommer mehr Strom als im \n\nWinter. In der vorliegenden Studie wird die Winterstromproduktion im Detail untersucht. \n\nDiese Studie kommt zu folgenden Resultaten: \n\n_ Szenario 1, Zubau wie bisher (ZWB): Beim heutigen PV-Anlagenpark entfallen \n\n73% der Energieproduktion auf das Sommerhalbjahr, und 27% auf das \n\nWinterhalbjahr. Berechnet wird dies unter Annahme von 30 TWh \n\nSolarstromproduktion aus PV-Anlagen, welche die gleichen Eigenschaften \n\naufweisen wie die heute bereits installierten KEV-Anlagen. \n\n_ Szenario 2, maximales Winterstrompotenzial (MWP): Würden die 30 TWh nur an \n\nden am besten für Winterstrom geeigneten Dach- und Fassadenflächen realisiert, so \n\nwäre die Sommerproduktion 65% und die Winterproduktion 35%. Dieses Szenario \n\nmarkiert jedoch ein theoretisches Potenzial und ist wirtschaftlich und architektonisch \n\nnicht erstrebenswert. Gegenüber dem Szenario ZWB müssten in diesem Szenario \n\n25% mehr Leistung installiert werden, weil die Winterstromoptimierung zulasten der \n\nJahresproduktion geht. \n\n_ Szenario 3, Anreize Winterstrom (AWS): Bei einem mittleren Szenario, welches \n\nsich am heutigen PV-Anlagenpark orientiert, jedoch verstärkt auf winteroptimierte \n\nPV-Anlagen setzt, kann der Winterstromanteil auf 30% erhöht werden. Dies kann mit \n\nderselben PV-Leistung erreicht werden wie beim Szenario ZWB, weil sich der Mehr- \n\nund Minderertrag der winterstromoptimierten PV-Anlage gegenseitig ausgleicht. \n\nWährend die für Winterstrom optimalen PV-Fassaden einen etwas geringeren \n\nJahresertrag haben, ist der Energieertrag der aufgeständerten Flachdachanlagen \n\nhöher als derjenige der horizontal installierten Flachdachanlagen. \n\nNicht nur das Winterhalbjahr, sondern die tägliche und vor allem monatliche Verteilung \n\nder Erträge sind relevant, um die Schweiz möglichst mit national produziertem Strom \n\nzu versorgen. Abb. 1 zeigt die Monatswerte für die drei genannten Szenarien auf. Alle \n\ndrei Szenarien gehen vom selben Jahresstromertrag von 30 TWh aus. Dabei wird \n\nersichtlich, dass mit dem Szenario AWS die Stromproduktion der kritischen Monate \n\nDezember, Januar und Februar gegenüber ZWB um ca. 22% erhöht werden kann. \n\nWinter-Solarstrom ist etwas teurer als Sommer-Solarstrom, weil winterstromoptimierte \n\nPV-Anlagen (z. B. Fassadenanlagen, aufgeständerte Anlagen und Anlagen in den \n\nBergen) etwas teurer sind als die übrigen PV-Anlagen. Die Investitionskosten für das \n\nSzenario AWS liegen rund 6% über den Kosten für das Szenario ZWB. Dies führt zu \n\neiner Erhöhung der Stromgestehungskosten von rund 0.4 Rp. / kWh. Die \n\n1 BFE, Schweizer Hausdächer und -fassaden könnten jährlich 67 TWh Solarstrom produzieren, \n\nhttps://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/news-und-medien/medienmitteilungen/mm-test.msg-id-74641.html  \n\nPotenzial Solarstrom \n\nSzenarienbildung und Potenzial \n\nWinterstrom \n\nMonatliche Verteilung \n\nKosten \n\nhttps://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/news-und-medien/medienmitteilungen/mm-test.msg-id-74641.html\n\n\nBasler & Hofmann Studie Winterstrom Schweiz 2 \n\nInvestitionskosten für das Szenario ZWB werden auf rund 38.4 Mrd. CHF geschätzt, \n\nwährend sich die Kosten für das Szenario AWS auf 40.8 Mrd. CHF belaufen dürften. \n\nDas hypothetische Szenario MWP kostet rund 53.3 Mrd. CHF. Der bisherige PV-\n\nAnlagenpark im Wert von rund 4 Mrd. CHF ist in diesen Kosten nicht enthalten. \n\nDas Szenario AWS geht davon aus, dass für Winterstrom gut geeignete Flächen \n\ntendenziell mehr belegt werden als für Winterstrom weniger gut geeignete Dächer. \n\nZudem geht es davon aus, dass PV-Anlagen auf Flachdächern nach Süden \n\naufgeständert werden. Anstatt teurere, für Winterstrom optimierte PV-Anlagen zu \n\nbauen, könnten auch einfach doppelt so viele "normale" Anlagen gebaut werden. Diese \n\nhätten einen hohen Sommerstrom-Überschuss. Ob diese Variante insgesamt \n\nvolkswirtschaftlich besser ist, muss im Kontext mit dem gesamten \n\nStromproduktionspark der Schweiz sowie den Speicher-, den Import- und \n\nExportmöglichkeiten geklärt werden. \n\nAbb. 1 Monatsproduktion für drei Szenarien. \n\nDie Unsicherheiten der Studie liegen insbesondere in folgenden Bereichen: \n\n_ Szenarienbildung: Ausser beim hypothetischen MWP (ein mathematisch definiertes \n\nSzenario) ist die Wahl der Dächer gegenüber der Realität mit Unsicherheiten \n\nbehaftet, weil der Zubau von PV-Anlagen nicht exakt gesteuert werden kann. \n\n_ Einfluss Schnee: Ein Modell zur Berücksichtigung des Schnees wird in dieser Studie \n\nentwickelt und validiert. Dieses ist jedoch ebenfalls mit Unsicherheiten behaftet. \n\nDiese Unsicherheiten werden in der Studie quantifiziert. \n\n_ Klimatische Entwicklung und extreme Wetterszenarien: Die Resultate basieren auf \n\nMesswerten von 2004 bis 2018. Inwiefern diese für Zukunftsprognosen repräsentativ \n\nsind, kann im Rahmen dieser Studie nicht ausgesagt werden. \n\nAlternativen für PV-Winterstrom \n\nUnsicherheiten \n\n\n\nBasler & Hofmann Studie Winterstrom Schweiz 3 \n\n2.  Management Summary (français)\n\nLe potentiel de l'énergie solaire en Suisse est important. Avec une consommation \n\nnationale d'énergie électrique d'un peu moins de 60 TWh, le potentiel des systèmes \n\nphotovoltaïques (PV) est d'environ 50 TWh sur les toits et 17 TWh sur les façades.2. \n\nCette étude suppose que 30 TWh de ce potentiel sont réalisés. Cependant, si la \n\nconsommation d'électricité est plus élevée en hiver qu'en été, la plupart des \n\ninstallations photovoltaïques suisses produisent plus d'électricité en été qu'en hiver. La \n\nprésente étude examine en détail la production d'électricité en hiver. \n\nCette étude permet de tirer les conclusions suivantes : \n\n_ Scénario 1, expansion PV comme avant (ZWB) : Avec le parc photovoltaïque \n\nactuel, 73 % de la production d'énergie est produite au cours du semestre d'été et \n\n27 % au cours du semestre d'hiver. Le scénario est calculé sur l'hypothèse d'une \n\nproduction de 30 TWh d'énergie solaire à partir de systèmes photovoltaïques ayant \n\nles mêmes caractéristiques que les systèmes RPC déjà installés aujourd'hui. \n\n_ Scénario 2, potentiel PV hivernal maximum (MWP) : Si les 30 TWh n'étaient \n\nréalisés que sur les surfaces de toiture et de façade les mieux adaptées à l'électricité \n\nhivernale, la production d'été serait de 65 % et la production d'hiver de 35 %. Ce \n\nscénario, cependant, marque un potentiel théorique et n'est pas intéressant du point \n\nde vue économique ni architectural. Par rapport au scénario ZWB, il faudrait installer \n\n25 % de puissance en plus dans ce scénario car l'optimisation de l'électricité en hiver \n\nse fait au détriment de la production annuelle. \n\n_ Scénario 3, incitations PV hivernal (AWS) : Dans un scénario moyen, qui s'oriente \n\nd'après le parc photovoltaïque actuel, mais mise de manière renforcée sur des \n\nsystèmes photovoltaïques optimisés pour l'hiver, la part de l'électricité hivernale peut \n\nêtre portée à 30 %. Ceci est possible avec la même puissance PV que dans le \n\nscénario ZWB, car l'augmentation et la diminution du rendement de l'installation PV \n\noptimisée pour l'hiver se compensent entre elles. Alors que les façades \n\nphotovoltaïques optimales pour l'électricité hivernale ont un rendement annuel \n\nlégèrement inférieur, le rendement énergétique des systèmes sur châssis posés sur \n\ndes toits terrasses est supérieur à celui des systèmes à installation horizontale. \n\nUn approvisionnement de la Suisse en électricité produite essentiellement sur le plan \n\nnational passe non seulement par la prise en compte du semestre d'hiver, mais aussi \n\nde la répartition journalière et surtout mensuelle des rendements. La figure 2 montre \n\nles valeurs mensuelles pour les trois scénarios mentionnés qui sont basés chacun sur \n\nle même rendement électrique annuel de 30 TWh. Il apparaît ainsi qu'avec le scénario \n\nAWS, la production d'électricité pendant les mois critiques de décembre, janvier et \n\nfévrier peut être augmentée d'environ 22 % par rapport à celle du scénario ZWB.  \n\nL'énergie solaire hivernale est un peu plus chère que l'énergie solaire estivale, car les \n\nsystèmes photovoltaïques optimisés pour l'énergie hivernale (p. ex. systèmes de \n\nfaçade, systèmes sur châssis et systèmes en montagne) sont un peu plus chers que \n\n2 OFEN, Les toits et les façades des maisons suisses pourraient produire 67 TWh d’électricité solaire par an, \n\nhttps://www.bfe.admin.ch/bfe/fr/home/actualites-et-medias/communiques-de-presse/mm-test.msg-id-74641.html \n\nPotentiel énergie solaire \n\nÉlaboration de scénarios et \n\npotentiel d'électricité hivernale \n\nRépartition mensuelle \n\nCoûts \n\nhttps://www.bfe.admin.ch/bfe/fr/home/actualites-et-medias/communiques-de-presse/mm-test.msg-id-74641.html\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  4 \n\n     \n\n \n\nles autres systèmes PV. Les coûts d'investissement pour le scénario AWS sont \n\nsupérieurs d'environ 6 % à ceux du scénario ZWB. Il en résulte une augmentation des \n\ncoûts de production d'électricité d'environ 0,4 centime/kWh. Les coûts d'investissement \n\npour le scénario ZWB sont estimés à environ CHF 38.4 mia, tandis que les coûts pour \n\nle scénario AWS devraient s'élever à CHF 40.8 mia. Le scénario hypothétique MWP \n\ncoûte environ CHF 53.3 mia. L'actuel parc d'installations photovoltaïques d'une valeur \n\nd'environ CHF 4 mia n'est pas inclus dans ces coûts. \n\n \n\nLe scénario AWS repose sur l'hypothèse que les zones bien adaptées à l'électricité \n\nhivernale ont tendance à être plus occupées que les toits moins adaptés à l'électricité \n\nhivernale. Il suppose également que des systèmes photovoltaïques sur châssis seront \n\ninstallés sur des toits terrasses et orientés au Sud. Par ailleurs, au lieu de construire \n\ndes systèmes photovoltaïques plus coûteux optimisés pour l'électricité hivernale, on \n\npourrait construire deux fois plus de systèmes « normaux ». Celles-ci auraient un \n\nsurplus d'électricité estival élevé. La question de savoir si cette variante est \n\néconomiquement meilleure dans son ensemble doit être clarifiée dans le contexte de la \n\ntotalité du parc de production électrique suisse ainsi que des possibilités de stockage, \n\nd'importation et d'exportation. \n \n\n \nAbb. 2 Production mensuelle pour trois scénarios.  \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nAlternatives pour l'électricité \n\nphotovoltaïque hivernale \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  5 \n\n     \n\n \n\n \n\nLes incertitudes de cette étude touchent en particulier les domaines suivants : \n\n_ Élaboration de scénarios : A l'exception de l'hypothétique MWP (scénario \n\nmathématiquement défini), le choix des toitures est sujet à des incertitudes par \n\nrapport à la réalité car l'ajout de systèmes photovoltaïques ne peut être régulé avec \n\nprécision. \n\n_ Influence de la neige : Un modèle de prise en compte de la neige est développé et \n\nvalidé dans cette étude. Toutefois, il est également sujet à des incertitudes. Ces \n\nincertitudes sont quantifiées dans l'étude. \n\n_ Développement climatique et scénarios météorologiques extrêmes : Les résultats \n\nsont basés sur des valeurs mesurées de 2004 à 2018, dont la représentativité pour \n\nles prévisions futures ne peut être déterminée dans le cadre de la présente étude.   \n\nIncertitudes \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  6 \n\n     \n\n \n\n3.  Abkürzungen und Definitionen \n\nFolgende Abkürzungen werden in diesem Dokument verwendet: \n\n_ AWS: Szenario "Anreiz Winterstrom" \n\n_ BFE: Bundesamt für Energie \n\n_ BFS: Bundesamt für Statistik \n\n_ ES 2050: Energiestrategie 2050 \n\n_ GWh: Gigawattstunde \n\n_ KEV: Kostendeckende Einspeisevergütung \n\n_ MWP: Szenario "Maximales Winterstrompotenzial" \n\n_ PV: Photovoltaik \n\n_ Sonnendach: Datengrundlage des BFE zum Solarpotenzial sämtlicher Schweizer \n\nHausdächer sowie interaktive Web-Anwendung (www.sonnendach.ch) für die \n\nAbfrage dieser Potenziale. \n\n_ Sonnenfassade: Datengrundlage des BFE zum Solarpotenzial sämtlicher Schweizer \n\nFassaden sowie interaktive Web-Anwendung (www.sonnenfassade.ch) für die \n\nAbfrage dieser Potenziale. \n\n_ TWh: Terawattstunde \n\n_ Winterhalbjahr: Oktober, November, Dezember, Januar, Februar und März \n\n_ Winterquartal: Die drei typischerweise ertragsschwächsten Monate Dezember, \n\nJanuar und Februar \n\n_ ZWB: Szenario "Zubau wie bisher" \n\n \n\n  \n\nhttp://www.sonnendach.ch/\nhttp://www.sonnenfassade.ch/\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  7 \n\n     \n\n \n\n4.  Einleitung \n\nDie Energiestrategie der Schweiz soll die Schweizer Energielandschaft längerfristig in \n\nein nachhaltiges und erneuerbares System transformieren. Das darauf abgestimmte \n\nund von Volk und Ständen angenommene Energiegesetz hat drei Stossrichtungen: \n\n_ Massnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz \n\n_ Massnahmen zum Ausbau der erneuerbaren Energien \n\n_ Atomausstieg \n\n \n\nDie Solarkataster Sonnendach und Sonnenfassade weisen für die Gebäude der \n\nSchweiz ein PV-Potenzial von 50 (Dachflächen) respektive 17 (Fassaden) TWh aus. \n\nDabei werden nur gut, sehr gut oder hervorragend geeignete Flächen berücksichtigt; \n\nbei Sonnenfassade werden zusätzlich Flächen der Kategorie "mittel" berücksichtigt, um \n\ndie Ost- und Westfassaden zu erfassen, welche zu den Randstunden Strom \n\ngenerieren. Gemäss Aktualisierung der PSI-Studie "Potentials, costs and \n\nenvironmental assessment of electricity generation technologies)"3 könnten in der \n\nSchweiz 2035 rund 30 TWh Solarstrom pro Jahr für weniger als 13 Rp. / kWh erzeugt \n\nwerden. Gleichzeitig sind 30 TWh die künftig wegfallende Strommenge aus \n\nKernkraftwerken plus ein Anteil für die künftige Elektromobilität. In der folgenden Studie \n\nwird deshalb in allen Szenarien mit einer Solarstromproduktion von 30 TWh / Jahr \n\ngerechnet. \n\n \n\nAufgrund ihrer geografischen Lage verbraucht die Schweiz etwas mehr Strom im \n\nWinterhalbjahr als im Sommerhalbjahr. Von 2007 bis 2017 hat dieses halbjährliche \n\nUngleichgewicht geringfügig auf 34.5 TWh Winterverbrauch gegenüber 28.4 TWh \n\nSommerverbrauch zugenommen4. \n\n \n\nDie Photovoltaik als potenziell wichtigste neue erneuerbare Energiequelle für die \n\nEnergiestrategie 2050 zeigt in der Schweiz typischerweise das gegenteilige Verhalten. \n\nObwohl die PV-Module technologiebedingt im Winter effizienter sind als im Sommer \n\n(rund 4% effizienter pro zehn Grad Celsius Temperatursenkung), ist der Energieertrag \n\nim Winterhalbjahr meist tiefer als im Sommerhalbjahr, weil im Sommer die Anzahl \n\nSonnenstunden deutlich höher sind als im Winter. So produziert eine typische PV-\n\nDachanlage in Bern nur gerade 30% ihres Energieertrags in den Monaten Oktober bis \n\nMärz, den Rest zwischen April und September. Eine Fassadenanlage in Bern hingegen \n\nliefert bereits 45% des Stroms im Winterhalbjahr. Und bei einer Fassadenanlage auf \n\ndem Jungfraujoch stammt mehr als jede zweite Kilowattstunde aus dem \n\nWinterhalbjahr. Die Jahresstromproduktion von Fassadenanlagen ist hingegen rund \n\n30% geringer als diejenige von Dachanlagen, und die Installation der Anlagen ist aus \n\nmechanischen und ästhetischen Gründen aufwändiger. Deshalb ist Solarstrom aus \n\nFassaden trotz dem hohen Winterertrag teurer als Solarstrom von Dächern. \n\n \n\n \n\n \n\n                                                        \n3 Bauer, C. (ed.) et al. (2019) Potentials, costs and environmental assessment of electricity generation \n\ntechnologies – An update of potentials and electricity generation costs. \n4 Landesverbrauch gemäss Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2017 \n\nEnergiestrategie 2050 \n\nPotenzial Photovoltaik \n\nWinterstrom \n\nWinterproduktion von PV \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  8 \n\n     \n\n \n\nDie vorliegende Studie untersucht, wie gross der Anteil der Photovoltaik an der \n\nkünftigen Winterstromproduktion der Schweiz sein kann. Dabei werden drei Szenarien \n\nbetrachtet: \n\n_ Szenario 1 "Zubau wie bisher (ZWB)": Wie gross ist die Winterstromproduktion von \n\nPV-Anlagen, wenn der heutige PV-Anlagenpark auf das Potenzial von 30 TWh \n\nskaliert wird? \n\n_ Szenario 2 "maximales Winterstrompotenzial (MWP)": Wie gross könnte die \n\nWinterstromproduktion von PV-Anlagen hypothetisch sein, wenn nur die Flächen mit \n\ndem höchsten Winterstromertrag betrachtet werden und 30 TWh zugebaut werden? \n\n_ Szenario 3 "Anreize Winterstrom (AWS)" Wie gross könnte die \n\nWinterstromproduktion von PV-Anlagen sein, wenn realistische Anreize für PV-\n\nAnlagen mit einem höheren Winterstromanteil geschaffen werden? \n\n \n\nNeben diesen drei Szenarien werden verschiedene Varianten respektive Hilfsszenarien \n\nerstellt. Diese Varianten sind für sich genommen keine realistischen Zubauszenarien, \n\nhelfen jedoch, den Einfluss bestimmter Flächen auf das Winterstrompotenzial \n\nabzuschätzen. Die Varianten sind z. B. "nur Dachflächen" oder "nur Fassaden". \n\n \n\nAls Resultat der Studie wird für jede Gemeinde der Schweiz ein PV-Produktionsprofil \n\nmit einer zeitlichen Auflösung von einer Stunde über 15 Jahre pro Szenario generiert. \n\nFür jedes Szenario wird zudem eine Kostenschätzung erstellt, womit sich die Kosten \n\nfür die Stromproduktion und insbesondere für den Winterstrom abschätzen lassen. \n\n \n\nNicht zum Potenzial gerechnet werden in dieser Studie Flächen ausserhalb der Daten \n\nvon Sonnendach und Sonnenfassade. Insbesondere sind dies Infrastrukturbauten, \n\nVerkehrswege (Strassen, Bahnanlagen) und Freiflächenanlagen.  \n\n \n\n  \n\nSolarstrom im Winter: Geht das? \n\nAbgrenzung \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  9 \n\n     \n\n \n\n5.  Grundlagen \n\nFolgende Grundlagendaten werden verwendet: \n\n_ Berechnungsmodell zur Umrechnung der horizontal gemessenen Einstrahlung auf \n\ndie geneigte Ebene. Erstellt von Meteotest AG im Auftrag des BFE \n\n(radiation_perez_solkat_ch.py). \n\n_ KEV-Monatsertragsdaten für die Jahre 2009 bis 2016 von rund 1'000 PV-Anlagen. \n\n_ Ertragsdaten von PV-Anlagen der hassler energia alternativa ag in Tagesauflösung \n\n_ Daten aus Sonnendach.ch (SOLKAT_CH_DACH) \n\n_ Monatsdaten aus Sonnendach.ch (SOLKAT_CH_DACH_MONAT) \n\n_ Daten aus Sonnenfassade.ch (SOLKAT_CH_FASS) \n\n_ Monatsdaten aus Sonnenfassade.ch (SOLKAT_CH_FASS_MONAT) \n\n_ Einstrahlungswerte (Stundenauflösung), Albedowerte (Tagesauflösung) und \n\nTemperaturwerte (Tagesauflösung) für die Schweiz von 2004 bis 2018 von \n\nMeteoschweiz \n\n_ Energieperspektiven 2050, Zusammenfassung, 5. Oktober 2013, Bundesamt für \n\nEnergie \n\n_ Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2017 \n\n_ sonnenfassade.ch, Aggregation auf räumliche Gebiete, e4plus AG, Bundesamt für \n\nEnergie, 31. Januar 2019 \n\n_ Sonnendach.ch: Berechnung von Potenzialen in Gemeinden, Bundesamt für \n\nEnergie, 6. Oktober 2016 \n\n_ Sonnendach.ch, Datenmodell, Meteotest, 27. Mai 2016 \n\n_ Documentation of MeteoSwiss Grid-Data Produtcs, Hourly, daily, monthly and yearly \n\nsatellite-based global radiation, Meteoschweiz, Oktober 2014 \n\n_ Documentation of MeteoSwiss Grid-Data Products, Daily Mean, Minimum and \n\nMaximum, Temperature: TabsD, TminD, TmaxD, Meteoschweiz, Februar 2013 \n\n_ Digitales Höhenmodell swissALTI3D \n\n_ Amtliches Gemeindeverzeichnis der Schweiz, Bundesamt für Statistik \n\n_ Potentials, costs and environmental assessment of electricity generation \n\ntechnologies - Potenziale, Kosten und Umweltauswirkungen von \n\nStromproduktionsanlagen, PSI, BFE, November 2017 \n\n_ Bauer, C. (ed.) et al. Potentials, costs and environmental assessment of electricity \n\ngeneration technologies – An update of potentials and electricity generation costs., \n\n2019 \n\n_ IEC 61853-3:2018 Photovoltaic (PV) module performance testing and energy rating - \n\nPart 3: Energy rating of PV modules \n\n \n\n  \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  10 \n\n     \n\n \n\n6.  Methode \n\nDie rund acht Millionen Dach- und Fassadenflächen aus Sonnendach und \n\nSonnenfassade werden in verschiedene Kategorien zusammengefasst. Für jede \n\nKategorie wird ein Produktionsprofil entwickelt. Je nach Szenario werden die \n\nKategorien anschliessend gewichtet und zu einem Produktionsprofil für die Schweiz \n\nzusammengefügt. \n\n \n\nDieses Vorgehen umfasst die folgenden Schritte: \n\n1. Bildung von Referenzstandorten je Gemeinde \n\n2. Bildung von Referenz-Einstrahlungsprofilen je Gemeinde, Ausrichtung und Neigung \n\n3. Bildung von Referenz-Produktionsprofilen  \n\n4. Bildung von Szenarien \n\na) Szenario 1 "Zubau wie bisher (ZWB)": Berechnung des Ist-Anteils des PV-\n\nWinterstroms, Hochrechnung des PV-Winterstroms gemäss Ertragspotenzial \n\nvon 30 TWh. \n\nb) Szenario 2 "maximales Winterstrompotenzial (MWP)": Ausschliesslich die für \n\nWinterstrom am besten geeigneten Flächen werden verwendet.  \n\nc) Szenario 3 "Anreize Winterstrom (AWS)" Hochrechnung des PV-Winterstroms \n\nunter der Annahme von spezifischen Fördermassnahmen für PV-Winterstrom. \n\nd) Varianten: Betrachtung verschiedener zusätzlicher Varianten wie "nur \n\nSüdfassaden", "nur Flachdächer" oder "nur Steildächer". \n\n \n\nDie folgenden Kapitel stellen das Vorgehen im Detail vor. \n\n \n\n6.1  Bildung von Referenzstandorten und Referenzanlagen \n\nJeder Gemeinde der Schweiz gemäss BFS-Statistik5 wird ein Referenzstandort \n\nzugewiesen (Abb. 3). Die Referenzstandorte werden aus den gemittelten Koordinaten \n\nder Dachflächen in Sonnendach gewählt. Die Anzahl der auf diese Art identifizierten \n\nReferenzstandorte (d. h. die Anzahl der Gemeinden) beträgt 2'249 Stück. \n\n \n\n                                                        \n5 https://www.bfs.admin.ch/bfs/de/home/grundlagen/agvch.html  \n\nDie Methode in Kürze \n\nSchritte der Methode \n\nSzenarien \n\nReferenzregionen \n\nhttps://www.bfs.admin.ch/bfs/de/home/grundlagen/agvch.html\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  11 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 3 Gemeinden der Schweiz. \n\nQuelle: Basler & Hofmann, Arcgis \n\n \n\n \n\n6.2  Bildung von Referenz-Einstrahlungsprofilen je Gemeinde, Ausrichtung und \n\nNeigung \n\nFür jeden Referenzstandort werden Referenz-PV-Anlagen gebildet. Diese werden nach \n\nAusrichtung und Neigung gewählt und umfassen die Kategorien nach Tab. 1. Jeder \n\nStandort erhält somit 6 x 9 = 54 Referenzanlagen. Insgesamt werden somit \n\ngrundsätzlich 54 x 2'249 = 121'446 Referenzanlagen modelliert. Weil einige dieser \n\nKategorien jedoch gemäss Sonnendach und Sonnenfassade über keine relevanten \n\nDach- oder Fassadenflächen verfügen, reduziert sich die Gesamtzahl der \n\nReferenzanlagen auf 98'412 Stück. \n\n \n\nMit Sonnendach und Sonnenfassade steht der Schweiz ein einmaliges Werkzeug zur \n\nVerfügung, um das Solarstrompotenzial zu berechnen. Darin sind jedoch rund acht \n\nMillionen Flächen enthalten. Um damit mit einem vertretbaren Aufwand rechnen zu \n\nkönnen, werden diese Flächen in Kategorien zusammengefasst. Für die Bildung der \n\nSzenarien werden anschliessend nicht mehr einzelne Flächen ausgewählt, sondern \n\nbeispielsweise "alle Süddächer mit Neigungswinkel 20° bis 30° in Biberist". Selbst \n\ndamit bleiben noch fast hunderttausend Kategorien übrig, weshalb die Anlagen nur \n\nnoch bezüglich Ausrichtung, Neigung sowie Flachland- oder Gebirgsstandort \n\nunterschieden werden. Letztendlich bleiben 108 Kategorien, welche für die \n\nSzenarienbildung ausgewählt werden können.  \n\n \n\n  \n\nAusrichtung und Neigung \n\nWarum so kompliziert? \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  12 \n\n     \n\n \n\nAusrichtung \n\nKategorie \n\nBereich in \n\nGrad \n\nEffektive Ausrichtung \n\nReferenzanlage \n\n Neigung \n\nKategorie \n\nEffektive Neigung \n\nReferenzanlage \n\n Grad Grad  Grad Grad \n\nE 67.5 – 112.5 90  0-5 3 \n\nSE 112.5 – 157.5 135  5-10 8 \n\nS 157.5 – 202.5 180  10-20 15 \n\nSW 202.5 – 247.5 225  20-30 25 \n\nW 247.5 – 292.5 270  30-40 35 \n\nN 292.5 – 67.5 0  40-50 45 \n\n    50-70 60 \n\n    70-90 80 \n\n    90 90 \n\n \n\nTab. 1 Referenz-PV-Anlagen. Es sind 54 Kombinationen möglich. Diese \n\nwerden jeweils für Berg- und Flachlandstandorte definiert, so dass sich \n\n2 x 54 = 108 Kategorien bilden lassen. \n\n \n\n  \n\n \n\nFür die Standorte wird ein unverschatteter Horizont angenommen. Die \n\nHorizontabschattung wird in einem späteren Schritt mithilfe der Datenkorrekturen \n\nberücksichtigt. \n\n \n\nDie Referenz-Einstrahlungsprofile werden mithilfe von Global- und \n\nDirektstrahlungsdaten von Meteoschweiz generiert. Analog zum Vorgehen von \n\nSonnendach und Sonnenfassade werden die Strahlungsdaten mithilfe des Perez-\n\nModells auf die geneigte Ebene umgerechnet. Im Gegensatz zu Sonnendach und \n\nSonnenfassade wird aber die Verschattungssituation nicht individuell je Dach- und \n\nFassadenfläche berechnet. Die Berechnungen aus Sonnendach und Sonnenfassade \n\nwerden jedoch hinzugezogen, um die Einstrahlungsprofile auf Monatsbasis zu \n\nkorrigieren. Das Ergebnis daraus sind Stundenprofile je Referenzanlage, welche \n\nbezüglich der Monatssummen den Werten aus Sonnendach und Sonnenfassade \n\nentsprechen. Die Korrekturalgorithmen sind im Anhang 1 aufgeführt. \n\n \n\n6.3  Bildung von Referenz-Produktionsprofilen \n\nAus den Meteodaten werden unter Berücksichtigung von Einstrahlung in die \n\nModulebene, berechneter Modultemperatur, Modul- und Wechselrichterwirkungsgrad \n\nsowie verschiedener Verlustfaktoren PV-Produktionsprofile berechnet. Diese \n\nBerechnung basiert auf der Methode nach IEC 61853 (Photovoltaic (PV) module \n\nperformance testing and energy rating - Part 3: Energy rating of PV modules). Die \n\nSchneebedeckung der PV-Module wird dabei jedoch nicht berücksichtigt.  \n\n \n\nNaturgemäss sind die Resultate aus diesen Berechnungen nicht identisch mit den \n\nWerten in Sonnendach und Sonnenfassade. Sonnendach und Sonnenfassade \n\nberücksichtigen zusätzlich die lokale Verschattung und sind damit genauer als die \n\nMethode nach IEC 61853. Dafür bieten Sonnendach und Sonnenfassade nur \n\nUmgang mit dem Horizont \n\nGenerierung der \n\nEinstrahlungsprofile \n\nProduktionsprofile \n\nKorrektur der Werte \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  13 \n\n     \n\n \n\nmonatliche Werte, während die Resultate dieser Studie in Stundenauflösung berechnet \n\nwerden. Damit die lokale Verschattung trotzdem in die Studie einfliesst, wird wie folgt \n\nvorgegangen: \n\n1. Berechnung der Stundenprofile der Energieerträge nach IEC 61853. \n\n2. Bildung der Summe aller Stundenprofile. \n\n3. Vergleich dieses Energieertrags mit den Energieerträgen aus Sonnendach und \n\nSonnenfassade. \n\n4. Anpassung der Stundenprofile, so dass deren monatliche Summe derjenigen aus \n\nSonnendach und Sonnenfassade entspricht. \n\nWeil nicht die einzelne PV-Anlage, sondern die Summe aller Anlagen gemeinsam \n\nkorrigiert wird, bleiben lokale Effekte wie z. B. höherer Energieertrag an kalten \n\nStandorten erhalten, der gesamte Energieertrag entspricht jedoch den Werten aus \n\nSonnendach und Sonnenfassade. \n\n \n\n6.3.1  Schneebedeckung der PV-Anlagen \n\nDie Schneebedeckung der PV-Anlagen ist ein kritischer Wert und stellt einer der \n\nHauptschritte dieser Studie dar. Trotz breiter Literaturrecherche konnte kein geeignetes \n\nModell zur Abschätzung der Schneebedeckung der PV-Anlagen gefunden werden. \n\nViele Solarrechner berücksichtigen die Schneebedeckung bei den Ertragsschätzungen \n\nnicht. In schneereichen Gebieten kann es sein, dass dadurch der Winterstromertrag \n\ndeutlich überschätzt wird.  \n\n \n\nFür diese Studie wurde deshalb angelehnt an die Publikation "Prediction of Energy \n\nEffects on Photovoltaic Systems due to Snowfall Events" von Rob W. Andrews and \n\nJoshua M. Pearce ein Schneemodell entwickelt. Dieses verwendet die Modulneigung, \n\ndas gemessene Bodenalbedo sowie die Temperatur als Parameter respektive \n\nMesswerte zur Beurteilung, ob Schnee auf den PV-Modulen liegt.  \n\n \n\nDas Schnee-Modell wird auf Tagesbasis implementiert. Anhand von Tageswerten wird \n\nidentifiziert ob auf der PV-Anlage Schnee liegt oder nicht. Falls Schnee identifiziert \n\nwird, wird der PV-Ertrag auf 0 reduziert. Zur Bestimmung ob Schnee liegt werden die \n\nfolgenden Berechnungsschritte benötigt:  \n\n_ Albedo-Grenzwert für Schnee bestimmen \n\n_ Neuschnee detektieren  \n\n_ Schnee rutscht ab bzw. schmilzt \n\n \n\nAlbedo-Grenzwert für Schnee bestimmen \n\nDer Albedo-Grenzwert wird für jede Gemeinde mit der folgenden Formel bestimmt: \n\n \n\n𝐴𝐿𝐵𝐺𝑅𝐸𝑁𝑍 =  𝐴𝐿𝐵𝑀𝐼𝑁 + 𝑘 ∗ (𝐴𝐿𝐵𝑀𝐴𝑋 − 𝐴𝐿𝐵𝑀𝐼𝑁) \n\n \n\nDer ALBMAX-Wert wird für jedes Jahr (2004 bis 2018) berechnet. Aus den jährlichen \n\nALBMAX-Werten wir ein Mittelwert gebildet, welcher für die ALBGRENZ Berechnung \n\nverwendet wird. ALBMIN wird auf dieselbe Weise bestimmt. Der k-Wert wurde anhand \n\nvon Ertragsdaten von PV-Anlagen der hassler energia alternativa ag (in \n\nTagesauflösung) bestimmt und auf 0.6 festgelegt. \n\nNeuschnee detektieren \n\nMethode dieser Studie \n\nAlbedo-Grenzwert für Schnee \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  14 \n\n     \n\n \n\nDas Ereignis Neuschnee wird über folgende Formel bestimmt.  \n\n \n\n𝑁𝑒𝑢𝑠𝑐ℎ𝑛𝑒𝑒 = 𝐴𝐿𝐵(𝑡) − 𝐴𝐿𝐵(𝑡 − 1) > 𝑁𝑆 \n\n \n\nSteigt der Albedo-Wert vom Vortag (ALB(t-1)) um einen bestimmten Wert (NS) an, wird \n\ndies als Neuschnee identifiziert. Der Wert NS wird individuell für jede Gemeinde \n\nberechnet anhand der Albedo-Werte (ALBMAX und ALBMIN). Die Gewichtung von 0.05 \n\nwird anhand von Messdaten von PV-Anlagen bestimmt. \n\n \n\n𝑁𝑆 = 0.05 ∗ (𝐴𝐿𝐵𝑀𝐴𝑋 − 𝐴𝐿𝐵𝑀𝐼𝑁) \n\n \n\nSchnee rutscht ab bzw. schmilzt \n\nWann der Schnee von der PV-Anlage abrutscht bzw. der Schnee auf der PV-Anlage \n\nschmilzt wird mit der folgenden Formel bestimmt. Die Berechnung erfolgt für jede \n\nGemeinde individuell:  \n\n \n\n𝑆_𝑟𝑢𝑡𝑠𝑐ℎ = [𝐴 ∗ (𝑇𝐴𝐵𝑆 − 𝑇𝐺𝑅𝐸𝑁𝑍) ∗ ] ∗ sin (𝑁𝑒𝑖𝑔𝑢𝑛𝑔) \n\n \n\nfür \n\n𝑇𝐴𝐵𝑆 > 𝑇𝐺𝑅𝐸𝑁𝑍   \n\n \n\nDer abrutschende Schnee wird also anhand der durchschnittlichen täglichen \n\nAussentemperatur und dem Neigungswinkel der PV-Fläche bestimmt. Dafür wird ein \n\nGrenzwert für die Temperatur verwendet, ab der die Aussentemperatur wirksam wird. \n\n \n\n_ TGRENZ = 0 °C \n\n \n\nDie durchschnittliche Tagesaussentemperatur wird also erst ab einer \n\nAussentemperatur von über 0 °C relevant. Ebenfalls berücksichtigt wird der Sinus des \n\nNeigungswinkels der Anlage. Auf flachen Dächern rutscht der Schnee somit langsamer \n\nab als auf stark geneigten Dächern. \n\n \n\nFallunterscheidung  \n\nAnhand der Dachneigung wird eine Fallunterscheidung vorgenommen: \n\n_ Dächer ab 70° Neigung bzw. Fassaden sind nicht betroffen von Schneebedeckung. \n\n_ Dächer mit einer Neigung von weniger als 70° werden mit der beschriebenen \n\nMethodik bezüglich Schneebedeckung bewertet. \n\n \n\nImplementierung \n\nDie Implementierung des Schnee-Modells wird wie folgt durchgeführt: \n\n_ Wird der Albedo-Grenzwert (ALBGRENZ) überschritten liegt Schnee und der PV-Ertrag \n\nwird auf 0 gesetzt. \n\n_ Wird der Wert S_rutsch grösser als 1 an einem Tag liegt kein Schnee mehr auf den \n\nModulen bis ein Neuschnee detektiert wird und der Albedo-Wert über dem \n\nGrenzwert liegt. \n\n \n\nNeuschnee detektieren  \n\nSchnee rutscht ab \n\nNeigung grösser 70° \n\nUmsetzung \n\nKalibrierung \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  15 \n\n     \n\n \n\nUm eine möglichst realistische Abschätzung des Energieertrags zu erhalten, wird das \n\nSchneemodell zusätzlich anhand der KEV-Daten kalibriert. Dabei wird folgendes \n\nVorgehen gewählt: \n\n1. Für die KEV-Anlagen werden mithilfe des beschriebenen Vorgehens Ertragsdaten \n\nberechnet. \n\n2. Diese berechneten Daten werden mit den effektiv gemessenen Monatsdaten \n\nverglichen. \n\n3. Für die Abweichungen in den Wintermonaten werden monatliche Korrekturfaktoren \n\ngebildet. Bei den Korrekturfaktoren wird zwischen Flachdachanlagen (bis 9 Grad \n\nNeigung), Schrägdachanlagen (10 Grad bis 69 Grad Neigung) und sehr steilen \n\nDächern resp. Fassaden unterschieden. \n\n \n\nMit diesen Korrekturen ist sichergestellt, dass die in dieser Studie ausgewiesenen \n\nErtragsdaten den effektiv gemessenen KEV-Daten entsprechen. \n\n \n\nValidierung des Schneemodells \n\nDie Validierung des Schneemodells wird in Kapitel 8.1 vorgestellt. Grundsätzlich lässt \n\nsich sagen, dass die gesamten berechneten Ertragsdaten mit recht guter Genauigkeit \n\nden zu erwartenden Ertragsdaten der Szenarien entsprechen. Bezogen auf die \n\neinzelnen Anlagen können die Abweichungen jedoch recht hoch sein. \n\n \n\n6.4  Bildung von Szenarien \n\nIn Sonnendach und Sonnenfassade sind praktisch alle Gebäudeoberflächen der \n\nSchweiz erfasst. In der Methodik von e4plus AG werden die weniger gut geeigneten \n\nFlächen so aussortiert, dass nur noch Fassadenflächen mit Einstrahlungswerten \n\ngrösser als 600 kWh / m2 / Jahr sowie Dachflächen mit den Eignungen "gut, sehr gut \n\nund hervorragend" übrigbleiben. Diese Studie basiert auf der Vorauswahl dieser \n\nFlächen. So ist es möglich, dass bei einem bestimmten Projekt eine höhere PV-\n\nLeistung installiert wird, als dies gemäss diesen Annahmen überhaupt möglich wäre.  \n\n \n\nIm Schema "Auswahl der Dächer und Fassaden nach dem Modell von e4plus" im \n\nAnhang 1 wird dargestellt, welche Flächen aus Sonnendach für die weitere \n\nBerechnung verwendet werden. In Kürze lässt sich die Auswahl wie folgt beschreiben: \n\n_ Nur Flächen grösser als 10 m2 bei Dächern resp. grösser 20 m2 bei Fassaden. \n\n_ Nur Flächen mit den Eignungen "gut", "sehr gut" und "hervorragend" bei Dächern, \n\nbei Fassaden zusätzlich Flächen mit der Eignung "mittel". \n\n_ Alle Flächen werden in Abhängigkeit ihrer Art mit einem Vorfaktor im Bereich 0.45 \n\nbis 0.8 multipliziert, um praktischen Einschränkungen beim Bau einer PV-Anlage \n\nRaum zu geben. \n\nDas berücksichtigte Potenzial von 50 TWh für Dächer und 17 TWh für Fassaden stützt \n\nsich somit nur auf eine bereits nach praktischen Gesichtspunkten reduzierte Anzahl \n\nDach- und Fassadenflächen.  \n\n \n\nZur Ermittlung der Winterstromproduktion der PV-Anlagen werden verschiedene \n\nSzenarien gebildet. In jedem Szenario wird festgelegt, welche der 98'412 \n\nReferenzanlagen in welcher Leistung realisiert wird. Als Hilfsmittel zur Generierung der \n\nSzenarien werden die 98'412 Referenzanlagen in 108 Kategorien eingeteilt. Die \n\nValidierung \n\nVerfügbare Flächen \n\nDetaillierte Vorauswahl im \n\nAnhang 1 \n\nBildung von Kategorien \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  16 \n\n     \n\n \n\nKategorien Fassen die Gemeinden zusammen, lassen aber unterschiedliche \n\nAusrichtungen und Neigungen bestehen und machen zusätzlich die \n\nFallunterscheidung, ob eine Gemeinde oberhalb oder unterhalb von 800 m ü. M. steht. \n\nDie Gemeinden oberhalb 800 m ü. M. machen dabei 15% des energetischen PV-\n\nPotenzials nach Berücksichtigung der obigen Vorselektion in der Schweiz aus. Die \n\nAnzahl Kategorien setzt sich somit aus 6 Ausrichtungen mal 9 Neigungen mal 2 Höhen \n\ngleich 108 Kategorien zusammen.  \n\n \n\nBei der folgenden Szenarienbildung wird jeweils zugewiesen, welche der 108 \n\nKategorien mit welchem Prozentsatz ihres Potenzials zum Szenario beitragen soll. Es \n\nwerden folgende drei Szenarien sowie Varianten (Einzelbetrachtungen) untersucht: \n\n_ Szenario 1 "Zubau wie bisher (ZWB)": Berechnung des Ist-Anteils des PV-\n\nWinterstroms, Hochrechnung des PV-Winterstroms gemäss Ertragspotenzial von \n\n30 TWh. \n\n_ Szenario 2 "maximales Winterstrompotenzial (MWP)": Ausschliesslich die für \n\nWinterstrom am besten geeigneten Flächen werden verwendet.  \n\n_ Szenario 3 "Anreize Winterstrom (AWS)": Hochrechnung des PV-Winterstroms unter \n\nder Annahme von spezifischen Fördermassnahmen für PV-Winterstrom. \n\n_ Varianten: Betrachtung verschiedener zusätzlicher Varianten wie "nur \n\nSüdfassaden", "nur Flachdächer" oder "nur Steildächer". \n\n \n\n6.4.1  Szenario 1: Zubau wie bisher (ZWB) \n\nDer heutige Anteil des PV-Winterstroms wird mit folgender Methode berechnet: \n\n1. Die zugebaute PV-Leistung Ende 2017 wird der Statistik entnommen: 1906 MW \n\n(https://www.swissolar.ch/fileadmin/user_upload/Solarenergie/Fakten-und-\n\nZahlen/Branchen-Faktenblatt_PV_CH_d.pdf). \n\n2. Abschätzung der zugebauten PV-Leistung im Jahr 2018: 250 MW \n\n(Expertenmeinung Swissolar, basiert auf Expertengesprächen. Statistiken sind \n\nnoch nicht verfügbar). \n\n3. Berechnung der PV-Gesamtleistung: 1'906 MW + 250 MW = 2'156 MW. \n\n4. Ermittlung von Standort, Ausrichtung und Neigung der bereits gebauten Anlagen \n\naus den vorhandenen KEV-Daten. Verteilung dieser Anlagen auf die Kategorien \n\ndieser Studie. \n\n5. Hochrechnung der KEV-Anlagen auf 30 TWh. Anlagenkategorien, welche bei \n\ndieser Hochrechnung 100% des Potenzials überschreiten, werden auf 100% des \n\nPotenzials limitiert. Die dadurch fehlende Leistung wird proportional auf die \n\nKategorien verteilt, deren Potenzial noch nicht ausgeschöpft ist.  \n\n6. Die Produktionsprofile werden gebildet. \n\n \n\n6.4.2  Szenario 2: maximales Winterstrompotenzial (MWP) \n\nDas maximale Winterstrompotenzial wird wie folgt berechnet: \n\n1. Die 108 Kategorien werden nach ihrem maximalen spezifischen Winterstromertrag \n\n(Energieertrag pro Quadratmeter im Winter) sortiert. \n\n2. Es werden so viele Kategorien ausgewählt, bis die Ertragssumme 30 TWh \n\nübersteigt. \n\n3. Die Produktionsprofile werden gebildet und auf exakt 30 TWh korrigiert. \n\n \n\nDrei Hauptszenarien \n\nZubau wie bisher (ZWB) \n\nMaximales Winterstrompotenzial \n\n(MWP) \n\nhttps://www.swissolar.ch/fileadmin/user_upload/Solarenergie/Fakten-und-Zahlen/Branchen-Faktenblatt_PV_CH_d.pdf\nhttps://www.swissolar.ch/fileadmin/user_upload/Solarenergie/Fakten-und-Zahlen/Branchen-Faktenblatt_PV_CH_d.pdf\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  17 \n\n     \n\n \n\n6.4.3  Szenario 3: Anreize Winterstrom (AWS) \n\nDieses Szenario ist einerseits realistisch, andererseits optimiert für die \n\nWinterstromproduktion. PV-Anlagen werden grundsätzlich die auf denjenigen Flächen \n\nerstellt, auf welchen sie auch ohne spezielle Anreize für Winterstrom erstellt würden. \n\nEs wird aber von einer Verlagerung der Zubaumenge ausgegangen: Flächen, welche \n\nfür Winterstrom geeignet sind (z. B. stark geneigte Süddächer), werden stärker belegt \n\nals Flächen, welche sich für Winterstrom weniger eignen (z. B. wenig geneigte Dächer). \n\nFür Winterstrom ungeeignete Flächen wie Norddächer oder Ost- und Westfassaden \n\nwerden in diesem Szenario gar nicht berücksichtigt. \n\n \n\nDie Wahl der Flächen lässt sich wie folgt beschreiben und begründen: \n\n_ PV-Anlagen auf Flachdächern liefern insbesondere dann Winterstrom, wenn sie \n\nnach Süden aufgeständert werden. Aus diesem Grund werden alle PV-Anlagen auf \n\nFlächen mit Neigung < 10° um 25° aufgeständert und je nach Orientierung des \n\nGebäudes nach Südosten bis Südwesten ausgerichtet. \n\n_ Stark geneigte Schrägdächer sind für Winterstrom besser geeignet als wenig \n\ngeneigte Schrägdächer. Darum werden die Flächen der stark geneigten \n\nSchrägdächer verhältnismässig doppelt so oft belegt wie die weniger stark geneigten \n\nSchrägdächer. Mit einer Ausschöpfung von knapp 70% des Potenzials sind die stark \n\ngeneigten Schrägdächer zusammen mit den Flachdächern dann auch die Kategorie, \n\nbei welcher das Potenzial am meisten ausgeschöpft wird. \n\n_ Der Energieertrag der Fassaden wird mit 3 TWh auf ca. 10% des gesamten \n\nEnergieertrags gesetzt. Damit wird rund 15% des Fassadenpotenzials ausgeschöpft. \n\nEin Szenario mit noch mehr Winterstrom müsste als zentraler Faktor noch stärker \n\nauf die Fassadenanlagen setzen.  \n\n \n\n6.4.4  Varianten und Einzelfallbetrachtungen \n\nFolgende Fälle werden zusätzlich betrachtet: \n\n_ Nur Fassadenanlagen \n\n_ Nur Dachanlagen \n\n_ Nur Dachanlagen mit Neigungswinkel > 20° \n\n_ Nur Anlagen mit Ausrichtung Südost bis Südwest \n\n_ Anlagen über 800 m ü. M. \n\n_ Anlagen unter 800 m ü. M. \n\n_ Homogene Verteilung der Anlagen über alle Kategorien \n\n_ Anlagen mit dem höchsten spez. Jahresertrag \n\n \n\n6.5  Vergleich der Hauptszenarien \n\nDer Energieertrag aller Hauptszenarien beträgt 30 TWh. Die PV-Anlagen werden \n\njedoch je nach Szenario an unterschiedlichen Flächen angebracht. Welche Flächen für \n\ndie verschiedenen Szenarien verwendet werden, wird in Abb. 4 bis Abb. 6 dargestellt.  \n\n \n\nDabei gilt es allerdings zu beachten, dass im Szenario "Zubau wie bisher" nicht \n\nbekannt ist, ob geneigte PV-Anlagen auf einem Schrägdach oder aufgeständert auf \n\neinem Flachdach installiert sind. Die Kategorie "Flachdach aufgeständert" bleibt darum \n\nleer und die Schrägdach-Kategorien beinhalten zu viele Anlagen. Die Abbildungen \n\nAnreize Winterstrom (AWS) \n\nBegründung für die gewählten \n\nFlächen \n\nVarianten \n\nKategorien sind nicht alle \n\nvergleichbar \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  18 \n\n     \n\n \n\nzeigen deshalb nicht eindeutig auf, wie gross der Paradigmenwechsel von ZWB zu \n\nAWS ist. \n\n \n\nDie Ausrichtung eines Flachdachs ist naturgemäss nicht eindeutig definiert. \n\nSonnendach ordnet jedoch die meisten Flachdächer dem nördlichen Sektor zu. Dies \n\nführt dazu, dass das Potenzial von südausgerichteten Flachdächern ausgeschöpft \n\nscheint, obwohl es in Realität noch nicht erreicht ist. \n\n \n\nDie drei Szenarien lassen sich bezüglich der verwendeten Flächen wie folgt \n\ncharakterisieren: \n\n_ Szenario 1 "Zubau wie bisher (ZWB)": Der Grossteil der PV-Anlagen ist auf moderat \n\ngeneigten Schrägdächern sowie aufgeständert auf Flachdächern installiert. Wenig \n\naufgeständerte PV-Anlagen auf Flachdächern machen knapp 20% aller Anlagen \n\naus, und stark geneigte Schrägdächer gute 20%. Fassadenanlagen sind nahezu \n\nkeine vorhanden. \n\n_ Szenario 2 "maximales Winterstrompotenzial (MWP)": Etwas mehr als die Hälfte des \n\nEnergieertrags kommt von Fassadenanlagen, der Rest von moderat und stark \n\ngeneigten Dachflächen. Flachdächer werden gar nicht belegt. \n\n_ Szenario 3 "Anreize Winterstrom (AWS)": Im Gegensatz zum Szenario ZWB werden \n\nhier die Anlagen auf Flachdächern aufgeständert. Steile Schrägdächer werden ca. \n\n30% öfter verwendet wie bei ZWB und die Fassaden machen rund 15% des \n\ngesamten Energieertrags aus. \n\n \n\n \n \nAbb. 4 Anteil der verwendeten Flächen am Gesamtpotenzial für die \n\nverschiedenen Hauptszenarien. Weil Sonnendach die meisten \n\nFlachdächer dem nördlichen Sektor zuordnet (hier der Kategorie \n\n"Flachdach O/W/N"), scheint die Kategorie "Flachdach S" stärker \n\nausgeschöpft zu sein, als sie es in Wirklichkeit ist. \n\n \n\n \n\nDas energetische Potenzial und die maximal installierbare Leistung der einzelnen \n\nAnlagekategorien gemäss Abb. 4 kann dem Anhang 2 in Tab. 9 entnommen werden.  \n\nVergleich drei Hauptszenarien \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  19 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 5 Leistungsanteil verschiedener Flächen der Hauptszenarien. Weil die \n\nFlächen der Kategorie ZWB nicht eindeutig zugeordnet werden können, \n\nsind die Werte nur bedingt vergleichbar. \n\n \n\n \n\n \n \nAbb. 6 Energieertrag verschiedener Flächen der Hauptszenarien. Weil die \n\nFlächen der Kategorie ZWB nicht eindeutig zugeordnet werden können, \n\nsind die Werte nur bedingt vergleichbar. \n\n \n\n \n\n6.6  Kosten \n\nZur ökonomischen Betrachtung der Anlagen werden verschiedene Kategorien gebildet. \n\nEs wird mit der Grundannahme gearbeitet, dass 1 kWp PV-Leistung für die günstigste \n\nAnlagenkategorie (Schrägdach, tiefere lagen) CHF 1'200.- kostet. Dieser Preis liegt im \n\nunteren Mittelfeld für heute realisierte PV-Anlagen gemittelt über alle \n\nAnlagenkategorien und kann über die kommenden 30 Jahre als konservative \n\nSchätzung angesehen werden. Ebenso entspricht dies einem mittleren angegebenen \n\nPreis für Photovoltaik des Updates der PSI-Studie "Potentials, costs and environmental \n\nassessment of electricity generation technologies" (z. B. Kosten für eine 30 kWp-PV-\n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  20 \n\n     \n\n \n\nAnlage im Jahr 2035 oder bereits heutige mittlere Kosten für eine 100 kWp bis 1000 \n\nkWp PV-Anlage). In der Kostenabschätzung sind der Betrieb und Unterhalt wie auch \n\ndie Zinsen nicht berücksichtigt. Für die weiteren Kategorien werden folgende \n\nPreisaufschläge angenommen:  \n\n \n\nKategorie  Preis-\n\naufschlag \n\nBegründung \n\nSchrägdach < 800 m ü. M.  0%  Günstigste Anlagenkategorie \n\nFlachdach, Ost-West < 800 m ü. M.  5% Geringfügig teurer, da grösserer Materialeinsatz \n\nFlachdach, aufgeständert < 800 m ü. M.  10% Materialintensiver \n\nFassade < 800 m ü. M.  20% Annahme \n\nAnlagen > 800 m ü. M. (zusätzlich)  10% Aufpreis Bergregion* \n\n \n\nTab. 2 Kostenmodell für PV-Anlagen. \n\n* Aufpreis Bergregion: Es wird aus drei Gründen mit rund 10% höheren Kosten gerechnet: a) höhere Wind- \n\nund Schneelasten, b) kleinere durchschnittliche Projektgrössen, c) längere Anfahrtswege und geringere \n\nMarktkonkurrenz. \n\n \n\n \n\nÜber die Kosten der PV-Fassadenanlagen lässt sich keine eindeutige Antwort geben. \n\nZwar sind die Kosten in aller Regel deutlich höher als die Kosten für eine Dachanlage, \n\nhingegen ergeben sich in den meisten Fällen Synergieeffekte mit einer alternativen \n\nkonventionellen Fassade. So ist es in Einzelfällen möglich, dass eine PV-Fassade \n\nsogar günstiger ist als eine hochwertige konventionelle Fassade. In dieser Studie wird \n\nmit einem Aufpreis von rund 20% gegenüber einer Aufdachanlage gerechnet, \n\nSynergien bereits berücksichtigt.  \n\nKostenmodell \n\nSpezialfall Fassaden \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  21 \n\n     \n\n \n\n7.  Resultate \n\n7.1  Hauptszenarien \n\nAbb. 7 zeigt die monatlichen Energieerträge für die drei Hauptszenarien. Dabei wird \n\ndeutlich, dass das eigentliche Winterstrompotenzial (Szenario MWP) über dem \n\nProduktionsgang heutiger PV-Anlagen liegt (ZWB). Weil sich dieses Szenario aber zum \n\nGrossteil auf Fassadenanlagen abstützt, kann es nicht als realistisch betrachtet \n\nwerden. Bei dem Szenario AWS wird der Energieertrag im Winterhalbjahr gegenüber \n\ndem Szenario ZWB um rund 14 % erhöht. \n\n \n\n \n \nAbb. 7 Monatsproduktion für drei Szenarien.  \n\n \n\nTab. 3 zeigt die Resultate der Studie tabellarisch auf. \n \n\nHauptszenario  Jahres-\n\nproduktion \n\nProduktion \n\nWinterhalbjahr \n\nProduktion \n\nJan/Feb/Dez \n\nInstallierte \n\nLeistung \n\nspez. Ertrag \n\nWinterhalbjahr \n\nspez. Ertrag \n\nJan/Feb/Dez \n\nKosten \n\n  TWh TWh TWh GWp kWh/kWp kWh/kWp Mrd. \n\nCHF \n\nZubau wie bisher (ZWB)  30 8.0 2.6 30.9 257.8 84.8 38.4 \n\nMaximales Winterstrompotenzial (MWP)  30 10.6 4.1 38.7 273.1 107.1 53.3 \n\nAnreize Winterstrom (AWS)  30 9.1 3.2 30.6 296.9 104.3 40.8 \n\n \n\nTab. 3 Resultate der Hauptszenarien. \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  22 \n\n     \n\n \n\nDie folgenden Abbildungen zeigen die jährlichen Ertragsschwankungen der \n\nverschiedenen Szenarien in einem Boxplot (Minimalwerte bis Maximalwerte als Linie, \n\n25% bis 75% als Rechteck, Querlinie als Median). \n\n \n\n \n \nAbb. 8 Zubau wie bisher (ZWB), Boxplot. Die Bandbreite der Werte beruht auf \n\nden jährlichen Schwankungen der Einstrahlung. \n\n \n\n  \n\n \n\n \n \nAbb. 9 Maximales Winterstrompotenzial (MWP), Boxplot. Die Bandbreite der \n\nWerte beruht auf den jährlichen Schwankungen der Einstrahlung. \n\n \n\n  \n\n \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  23 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 10 Anreize Winterstrom (AWS), Boxplot. Die Bandbreite der Werte beruht \n\nauf den jährlichen Schwankungen der Einstrahlung. \n\n \n\n  \n\n \n\nDer Energieertrag der drei üblicherweise ertragsschwächsten Monate Januar, Februar \n\nund Dezember wird in Abb. 11 dargestellt. Abb. 12 zeigt den Energieertrag im \n\nWinterhalbjahr. Dabei wird deutlich, dass die Differenz zwischen "guten und schlechten \n\nWintern" nicht sehr gross ist. \n\n \n\n \n \nAbb. 11 Energieertrag der Monate Januar, Februar und Dezember (Summe) der \n\nJahre 2004 bis 2018. \n\n \n\n  \n\n \n\n \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  24 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 12 Energieertrag des Winterhalbjahrs (Summe) der Jahre 2004 bis 2018.  \n\n  \n\n \n\nDie Stromgestehungskosten der drei Hauptszenarien werden in Abb. 13 dargestellt. \n\nFür die monatliche Kostenermittlung wird jeweils 1/12 der Anlagenkosten auf den \n\njeweiligen Monatsertrag umgelegt. \n\n \n\n \n \nAbb. 13 Monatliche Stromgestehungskosten für die drei Hauptszenarien. Annahme: Jeder Monat wird 1/12 der Investitionskosten \n\nabgeschrieben. \n\n \n\nStromgestehungskosten \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  25 \n\n     \n\n \n\n7.2  Nebenszenarien \n\nNeben den Hauptszenarien werden im Folgenden diverse Nebenszenarien respektive \n\nVarianten miteinander verglichen. Diese Varianten stellen keine eigentlichen \n\nZubauszenarien für PV-Anlagen dar, sondern bewerten den Produktionsgang von \n\nbestimmten Anlagenkategorien. Für die bessere Vergleichbarkeit mit den \n\nHauptszenarien wird jeweils von einer Jahresenergieproduktion von 30 TWh \n\nausgegangen, selbst wenn das Potenzial eines bestimmten Szenarios das \n\nentsprechende Potenzial gar nicht hergibt (z. B. Anlagen über 800 m ü. M.).  \n\n \n\nFolgende Nebenszenarien werden betrachtet: \n\n_ homogene Verteilung der Anlagen über alle Kategorien: Jede verfügbare Kategorie \n\nwird zu rund 45% mit PV belegt. Daraus resultieren 30 TWh Stromproduktion. \n\n_ Nur Anlagen mit Ausrichtung Südost bis Südwest: Alle Dach- und Fassadenflächen \n\nmit Ausrichtung Südost bis Südwest werden zum selben Prozentsatz belegt, die \n\nübrigen Flächen werden nicht belegt. \n\n_ Anlagen über 800 m ü. M.: Alle Flächen von Gebäuden höher als 800 m ü. M. \n\nwerden verwendet. Damit die Produktion auf 30 TWh zu liegen kommt, werden die \n\nFlächen hypothetisch überbelegt. \n\n_ Anlagen unter 800 m ü. M.: Alle Flächen von Gebäuden tiefer als 800 m ü. M. \n\nwerden verwendet. \n\n_ Nur Fassadenanlagen: Alle Fassadenflächen werden belegt. Da das \n\nFassadenpotenzial nur 17 TWh beträgt, werden auch diese Flächen überbelegt. \n\n_ Nur Dachanlagen: Nur Dachflächen werden verwendet, Fassadenflächen werden \n\nnicht belegt. \n\n_ Nur Anlagen mit Neigungswinkel über 20°: Nur Dachflächen mit einem \n\nNeigungswinkel grösser 20° sowie Fassadenflächen werden verwendet. \n\n_ Flächen mit dem höchsten spez. Ertrag: Die Flächen werden verwendet, welche den \n\nhöchsten Jahresertrag haben. Insbesondere Fassadenflächen werden entsprechend \n\nnicht verwendet. Dieses Szenario entspricht dem Anreiz der klassischen KEV-\n\nFörderung, weil dabei der Jahresertrag unabhängig des Produktionszeitpunkts \n\nvergütet wird. \n\n \n\nBeschreibung Nebenszenarien \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  26 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 14 Nebenszenarien respektive Varianten.  \n\n \n\nTab. 4 zeigt die Resultate der Studie tabellarisch auf. \n \n\nNebenszenario  Jahres-\n\nproduktion \n\nProduktion \n\nWinterhalbjahr \n\nProduktion \n\nJan/Feb/Dez \n\nInstallierte \n\nLeistung \n\nKosten \n\n  TWh TWh TWh GWp Mrd. CHF \n\nhomogene Verteilung der Anlagen über alle Kat.  30 8.8 3.1 35.5 46.4 \n\nNur Anlagen mit Ausrichtung Südost bis Südwest  30 10.1 3.8 35.1 47.6 \n\nAnlagen über 800 m ü. M.6  30 9.2 3.2 35.7 50.0 \n\nAnlagen unter 800 m ü. M.  30 8.7 3.1 35.4 45.7 \n\nNur Fassadenanlagen7  30 11.8 4.9 46.9 68.4 \n\nNur Dachanlagen  30 7.7 2.5 31.6 39.0 \n\nNur Anlagen mit Neigungswinkel über 20°  30 9.9 3.7 37.7 50.8 \n\nFlächen mit dem höchsten spez. Ertrag  30 8.1 2.7 30.4 37.5 \n\n \n\nTab. 4 Resultate der Nebenszenarien respektive Varianten. \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n                                                        \n6 Maximales Potenzial bei ca. 8.6 TWh \n7 Maximales Potenzial bei ca. 16.7 TWh \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  27 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 15 Spezifische Monatskosten der Nebenszenarien respektive Varianten.  \n\n \n\n \n\n7.3  Spezialfall Flachdachanlagen \n\nFlachdächer bilden eine besondere Anlagenkategorie: Während früher zur besseren \n\nAusnützung der PV-Module die Module aufgeständert und nach Süden ausgerichtet \n\nwurden, werden die mittlerweile sehr günstigen PV-Module zur besseren Ausnützung \n\nder Dachflächen heute möglichst flach installiert. Der Jahresertrag pro PV-Modul \n\nreduziert sich damit um rund 10%, die Anlageleistung und damit der Ertrag insgesamt \n\nverdoppelt sich aber nahezu.  \n\n \n\nAbb. 16 zeigt auf, wie sich das Potenzial für PV-Leistung und Energieertrag ändert, \n\nwenn alle Flachdächer der Schweiz mit um 25° nach Südost bis Südwesten \n\naufgeständerten PV-Modulen belegt würden. Eindeutig zu sehen ist, dass der \n\nJahresenergieertrag bei flachen PV-Anlagen deutlich über dem Ertrag der \n\nsüdaufgeständerten Anlagen zu liegen kommt. Der Ertrag der kritischen Wintermonate \n\nhingegen ist bei den südaufgeständerten Anlagen trotz der geringeren Anlagenleistung \n\nähnlich hoch.  \n\n \n\nSollen PV-Anlagen auf Flachdächern also aufgeständert werden oder nicht? Aus \n\nenergetischer Sicht ist die Antwort eindeutig "nein". Auf einem Flachdach im Mittelland \n\nkann auch im Winter mehr Strom erzeugt werden, wenn PV-Module möglichst flach \n\ninstalliert werden und das Dach damit maximal ausgenützt wird. In einzelnen extremen \n\nWetterlagen mit viel Schnee mag dies nicht zutreffen, im statistisch mittleren Winter \n\njedoch schon. Eine Aufständerung kann in schneereicheren Lagen sinnvoll sein. \n\nEntwicklung von \n\nFlachdachanlagen \n\nErtrag von Flachdachanlagen \n\nVor- und Nachteile \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  28 \n\n     \n\n \n\nAus finanzieller Sicht lässt sich die Frage jedoch nur mit einer Systembetrachtung und \n\neiner Bewertung der Speichermöglichkeiten beantworten. Bei der Verfügbarkeit von \n\ngünstigem Langzeitspeicher (z. B. Power to Gas) ist es ebenfalls sinnvoller, die \n\nAnlagen flach zu installieren und dafür einen höheren Jahresenergieertrag zu erzielen \n\nund mit der entsprechenden Speichertechnologie den Stromüberschuss aus dem \n\nSommer in den Winter zu transferieren. Ist ein entsprechender Speicher nicht \n\nverfügbar, könnte zumindest ein Teil der Anlagen auf Winterstrom optimiert werden, da \n\nbei einer "Winterstromlücke" dem im Winter produzierten Strom eine höhere \n\nWirtschaftlichkeit zugeordnet werden kann.   \n\n \n\n \n \nAbb. 16 Energieertrag von Flachdachanlagen.  \n\n  \n\n \n\n \n\n \n\n  \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  29 \n\n     \n\n \n\n8.  Validierung und kritische Bewertung der Studie \n\n8.1  Validierung der Ertragsberechnung \n\nDie Ertragsberechnung umfasst drei relevante Schritte: \n\n1. Berechnung der Einstrahlung auf die Modulebene \n\n2. Berechnung des Energieertrags unter Vernachlässigung der Schneebedeckung \n\n3. Berechnung des Ertragsverlusts durch die Schneebedeckung \n\n \n\nIm Folgenden werden die Methoden zu den Berechnungen begründet und validiert. Die \n\ndabei festgestellten Abweichungen zwischen den Modellen bedürfen eigentlich einer \n\ngenaueren Analyse. Die hier verwendeten Methoden stützen sich letztendlich jedoch \n\nauf die effektiven Ertragswerte aus den KEV-Anlagen und können somit als nahe an \n\nder Realität angesehen werden.  \n\n \n\n8.1.1  Berechnung der Einstrahlung auf die Modulebene \n\nDie Einstrahlung auf die Modulebene wird mit dem Perez-Modell und denselben Perez-\n\nKoeffizienten wie in Sonnendach und Sonnenfassade vorgenommen. Weil die \n\nNahverschattung jedoch nicht nachgerechnet werden konnte (dies hätte eine komplette \n\nNeuberechnung von Sonnendach und Sonnenfassade bedeutet), wurden die \n\nresultierenden Einstrahlungsprofile (Stundenwerte) mit den Monatswerten aus \n\nSonnendach und Sonnenfassade abgeglichen. Damit ist sichergestellt, dass die \n\nEinstrahlungen auf die Modulebene auf Monatsbasis exakt den Werten aus \n\nSonnendach und Sonnenfassade entsprechen. \n\n \n\nIm Allgemeinen sind die Differenzen zwischen der Umrechnung in dieser Studie nach \n\ndem Perez-Modell und den Resultaten aus Sonnendach und Sonnenfassade relativ \n\ngering (kleiner als 5%). In Einzelfällen und speziell in den Wintermonaten sind die \n\nAbweichungen jedoch grösser als 100%. Sonnendach und Sonnenfassade geben \n\ndabei eine deutlich höhere Einstrahlung an, als aufgrund des Perez-Modells zu \n\nvermuten wäre. Der Vergleich mit den KEV-Ertragsdaten (Abschnitt 8.1.3 bestätigt \n\ndiese hohen Wintererträge jedoch nicht. Bei der entsprechenden Korrektur werden \n\ndiese nach unten korrigiert. \n\n \n\n8.1.2  Berechnung des Energieertrags unter Vernachlässigung der \n\nSchneebedeckung \n\nIn Sonnendach und Sonnenfassade wird die Einstrahlung mit den Faktoren 0.17 \n\n(Wirkungsgrad PV-Modul) und 0.8 (Anlagenwirkungsgrad) auf den Energieertrag \n\numgerechnet. \n\n \n\nUm lokale Unterschiede bezüglich Temperatur und Schwachlicht (Teillastwirkungsgrad) \n\nauszugleichen, wurde in dieser Studie der Wirkungsgrad von PV-Modul und \n\nWechselrichter für jede Stunde einzeln simuliert. Damit die Werte trotzdem mit \n\nSonnendach und Sonnenfassade konsistent sind, wurde die Gesamtsumme des \n\nEnergieertrags wiederum mit den Werten von Sonnendach und Sonnenfassade \n\nabgeglichen. Die regionalen und jahreszeitlichen Schwankungen hingegen werden im \n\nGegensatz zu Sonnendach und Sonnenfassade berücksichtigt. \n\n \n\nPerez-Modell, Abgleich auf \n\nMonatsebene \n\nBeobachtung / Abweichungen \n\nVereinfachte Berechnung in \n\nSonnendach \n\nErweitertes Modell \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  30 \n\n     \n\n \n\n8.1.3  Berechnung des Ertragsverlusts durch die Schneebedeckung \n\nDas Modell für die Schneebedeckung wurde mangels passenden verfügbaren \n\nModellen für diese Studie neu entwickelt. Es ist jedoch an die Publikation "Prediction of \n\nEnergy Effects on Photovoltaic Systems due to Snowfall Events" von Rob W. Andrews \n\nand Joshua M. Pearce angelehnt. Die Validierung des Modells erfolgt mit den \n\nverfügbaren Monatserträgen der KEV-Anlagen. Die folgenden Abbildungen zeigen, wie \n\ngut das Schneemodell dieser Studie den effektiv gemessenen Energieerträgen der \n\nKEV-Anlagen entspricht. \n\n \n\n \n \nAbb. 17 Ertragsverlust durch Schneebedeckung. Diese Grafik umfasst die KEV-\n\nAnlagendaten aller Neigungen (0° bis 90°). \n\n \n\n  \n\nUnter Vernachlässigung des Schneemodells wäre mit der Methode aus dieser Studie \n\nder Winterertrag (Dezember, Januar und Februar) um 34 % zu hoch eingeschätzt \n\nworden. Mit dem Schneemodell reduziert sich dieser Fehler auf -3 %. Mit einem \n\nKorrekturfaktor (Tab. 5) wird dieser Fehler zusätzlich reduziert. \n\n \n\nDie obige Grafik zeigt jedoch auch auf, dass der Fehler für einzelne Anlagen und \n\nMonate durchaus recht gross sein kann. Standardabweichungen für verschiedene \n\nJahre (alle Anlagen) respektive für verschiedene Anlagen (alle Jahre) werden in den \n\nBoxplots von Abb. 19, Abb. 20 und Abb. 21 aufgezeigt.  \n \n\nNeigung  Jan Feb Mär Okt Nov Dez \n\n0-10°  1.17 1.16 0.98 1.05 1.06 1.06 \n\n15-60°  1.08 1.16 0.96 1.03 1.00 0.97 \n\n>60°  1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 \n\n \n\nTab. 5 KEV-Korrekturfaktoren. \n\nSommerhalbjahr (April – September) wird nicht korrigiert \n\n \n\nValidierung mit KEV-Anlagen \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  31 \n\n     \n\n \n\nFür stark geneigte Dächer wird der Korrekturfaktor jeweils = 1.00 gesetzt, weil \n\neinerseits die Datenlage eine Korrektur nicht erlaubt (es sind zu wenig Ertragsdaten \n\nvon stark geneigten Dächern vorhanden) und andererseits der Minderertrag wegen \n\nSchneebedeckung bei stark geneigten Dächern als wenig relevant eingeschätzt wird. \n\n \n\nAbb. 18 zeigt die Energieerträge der KEV-Anlagen im Vergleich mit den Prognosen \n\ndieser Studie mit und ohne Schneemodell. Die Abweichungen lassen sich wie folgt \n\nbegründen: \n\n_ Die KEV-Anlagen sind bis zu 10 Jahre alt und weisen entsprechend bereits eine \n\ngewisse Degradation auf. Deshalb sind die Erträge der KEV-Anlagen grundsätzlich \n\netwas tiefer als die prognostizierten Erträge. \n\n_ Im Winter sind die Abweichungen zwischen den KEV-Daten und den Prognosen \n\nohne Schneemodell besonders gross – diese Unterschiede werden jedoch mit dem \n\nSchneemodell korrigiert. \n\n_ Unter Berücksichtigung des Schneemodells und der Korrekturfaktoren werden die \n\nPrognosen den Erträgen der KEV-Daten angeglichen. \n\n \n\n \n \nAbb. 18 Monatserträge mit- und ohne Schneemodell Neigung 0-10°, Validierung mit KEV-Anlagen.  \n\n  \n\n \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  32 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 19 Monatserträge des Schneemodells Neigung 0-10°, Validierung mit KEV-Anlagen.  \n\n  \n\n \n\n \n \nAbb. 20 Monatserträge mit- und ohne Schneemodell Neigung 15-60°, Validierung mit KEV-Anlagen.  \n\n  \n\n \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  33 \n\n     \n\n \n\n \n \nAbb. 21 Monatserträge des Schneemodells Neigung 15-60°, Validierung mit KEV-Anlagen.  \n\n  \n\n \n\nFazit zum Schneemodell: Das Schneemodell eignet sich gut zur Betrachtung des \n\nGesamtportfolios der Anlagen, stimmt jedoch für die Betrachtung einer einzelnen \n\nAnlage nur bedingt.  \n\n \n\n8.2  Unsicherheiten bezüglich Ausrichtung und Neigung der Anlagen \n\nIm Laufe der Zeit haben sich die PV-Anlagen gewandelt. Ohne die Effekte zu \n\nquantifizieren werden folgende Thesen aufgestellt: \n\n_ In einer frühen Phase (bis ca. 2005) wurden primär kleine und gut nach Süden \n\nausgerichtete PV-Anlagen gebaut. Flachdachanlagen wurden stark nach Süden \n\ngeneigt, um den Ertrag jedes einzelnen Moduls zu maximieren. Diese Anlagen sind \n\nfür Winterstrom optimal. \n\n_ Mit Einführung der kostendeckenden Einspeisevergütung KEV wurden die Anlagen \n\nlaufend grösser. Da jede Kilowattstunde gleich vergütet wurde, wurde die \n\nJahresproduktion eines Projektes maximiert. Gleichzeitig hat ein starker Preiszerfall \n\nder PV-Module begonnen. Vermehrt wurden deshalb Anlagen flach in der \n\nDachebene installiert. Diese Anlagen haben einen hohen Jahresertrag, sind jedoch \n\nim Winter weniger ertragsstark. \n\n_ Mit dem Auslaufen der KEV werden Anlagen vermehrt eigenverbrauchsoptimiert \n\ngebaut. Energieertrag im Winter ist attraktiver als Energieertrag im Sommer. Der \n\nTrend hin zu gebäudeintegrierter Photovoltaik begünstigt die für Winterstrom \n\nattraktiven Fassadenanlagen. Gleichzeitig setzt sich der Ost-West-Trend auf \n\nFlachdächern jedoch fort. Ost-West-Anlagen sind für Winterstrom nicht attraktiv. \n\n \n\nWohin geht die Reise? In dieser Studie wird für das Basisszenario ein gleichförmiges \n\nWachstum des heutigen PV-Anlageparks angenommen. Mit Blick auf die oben \n\nbeschriebenen Trends muss jedoch mit einer erheblichen Unsicherheit gerechnet \n\nwerden. Werden PV-Anlagen auch ohne Förderung von Winterstrom für diesen \n\noptimiert? \n\nLimitierungen des Schneemodells \n\nThesen \n\nPrognose \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  34 \n\n     \n\n \n\nJe stärker sich die Szenarien dem maximalen Dächer- und Fassadenpotenzial nähern, \n\ndesto ähnlicher werden sie sich gegenseitig. So könnten z. B. ohne weiteres 1 TWh \n\nSolarstrom auf winterstromoptimierten Flächen gebaut werden. Sollen aber 30 TWh \n\nSolarstrom erzeugt werden, müssen unweigerlich Flächen hinzugezogen werden, \n\nwelche weniger gut für Winterstrom prädestiniert sind.  \n\n \n\n8.3  Unsicherheiten bezüglich der klimatischen Entwicklung \n\nIm Gegensatz zum Niederschlag ist die Jahreseinstrahlung in kWh in der Schweiz \n\nrelativ konstant. Ein sonniges Jahr unterscheidet sich nur um rund 10% von einem \n\nweniger sonnigen Jahr. Bezogen auf einen Monat hingegen sind die Schwankungen \n\nerheblich grösser. So unterscheidet sich ein sonniger Januar erheblich von einem \n\nweniger sonnigen Januar.  \n\n \n\nDer Trend der letzten Jahrzehnte zeigt eine deutliche Zunahme der jährlichen \n\nGlobalstrahlungssumme. Bezogen auf das Winterhalbjahr kann dieser Trend jedoch mit \n\nden vorhandenen Daten dieser Studie nicht bestätigt werden (Abb. 11 und Abb. 12). \n\nRückschlüsse auf die künftige Entwicklung können aus diesen Daten nicht gezogen \n\nwerden. \n\n \n\n  \n\nKonvergenz der Szenarien \n\nMonatliche und jährliche \n\nSchwankungen \n\nKeine Prognose möglich \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  35 \n\n     \n\n \n\nAnhang 1: Flussdiagramme Methodik \n\nDie folgenden Grafiken zeigen den Prozess der Datenverarbeitung von den \n\nEinstrahlungsdaten respektive von den Sonnendach- und Sonnenfassadendaten bis zu \n\nden Resultaten dieser Studie auf. \n\n \n\n \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  36 \n\n     \n\n \n\n \n\nVon den Strahlungsdaten und den Sonnendach- und Sonnenfassadendaten bis zur Ertragsprognose. \n\nSIS (Globalstrahlung) \n\nSISDIR (Direktstrahlung) \n\nALB (Albedo), TabsD, \n\nTmaxD je Gemeinde der \n\nSchweiz \n\nSumme je Gemeinde und Anlagenkategorie: \n\n_ Summe(FLAECHE_RED x A_PARAM) \n\n_ Summe(FLAECHE_RED x B_PARAM) \n\n_ Summe(FLAECHE_RED x C_PARAM) \n\nUmrechnung auf geneigte \n\nEbene je Anlagenkategorie \n\nmit Perez-Modell (Gk) \n\nKorrektur der Werte Gk aus Perez-Modell auf Monatsbasis \n\nmit Summe(FLAECHE_RED x A_PARAM) etc. aus \n\nSonnendach (Korrektur mit Daten von 2004-2014 – jeweils \n\ngemittelte Werte über 11 Jahre) \n\nResultat: Gk_KORRM \n\n \n\nBerechnung des Jahresproduktionsprofils einer 1 m² PV-\n\nAnlage je Standort und Anlagenkategorie mit Gk_KORR, \n\nTabsD und TmaxD \n\nResultat: P_PV_UNKORR  \n\n \n\nKorrektur von P_PV_UNKORR mit der prognostizierten \n\nJahresproduktion aus Sonnendach und Sonnenfassade \n\n(Performance Ratio PR = 0.8). Diese Korrektur wird mit \n\nnur einem Korrekturfaktor über die ganze Schweiz \n\nvorgenommen. Somit wird sichergestellt, dass das \n\nPotenzial dieser Studie dem Potenzial von Sonnendach \n\nund Sonnenfassade entspricht. \n\nResultat: P_PV  \n\nKorrektur der Jahresproduktion bezüglich \n\nSchneebedeckung mit TabsD, TmaxD und ALB \n\nResultat: P_PV_SCHNEE \n\nKorrektur des Jahresertrages mit GStrahlung von \n\nSonnendach (Korrektur mit Daten von 2004-2014 – jeweils \n\ngemittelte Werte über 11 Jahre) \n\nResultat: Gk_KORR \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  37 \n\n     \n\n \n\n \n\nBerechnung der Einstrahlung je Anlagenkategorie. \n\nSOLKAT_CH_DACH \n\nSOLKAT_CH_FASS \n\nSOLKAT_CH_DACH_MONAT \n\nSOLKAT_CH_FASS_MONAT \n\nZweidimensionale \n\nKategorisierung: \n\n_ Gemeindegebiet \n\n(2371) \n\n_ Ausrichtung (6) & \n\nNeigung (8+1); \n\n(6x9=54) \n\nTotal 2371 x 54 = \n\n128'034 Kategorien \n\nBerechnung je Fläche: \n\n_ FLAECHE_RED x A_PARAM \n\n_ FLAECHE_RED x B_PARAM \n\n_ FLAECHE_RED x C_PARAM \n\nAusgabe: \n\n_ je Kategorie die Werte FLAECHE_RED * X_PARAM aufsummieren \n\n(128'034 x 12 x 3 Werte) \n\n_ je Kategorie folgende Werte aufsummieren: FLAECHE; \n\nFLAECHE_RED; GSTRAHLUNG; STROMERTRAG \n\n_ je Kategorie folgende Werte anhängen: Lon, Lat, m ü. M., \n\nGemeindereferenz, Neigung, Azimut \n\nKategorie Ausrichtung: NW-NE; E; SE; S; SW; W (wobei \n\njeder Sektor ausser NW-NE 360/8 Grad umfasst) \n\nKategorie Neigung: 0-5; >5-10; >10-20; >20-30; >30-40; \n\n>40-50; >50-70; >70-<90; 90 (FASS) \n\nEignungsfilter und \n\nKorrektur e4plus \n\nPlausibilisierung \n\nDächer > 70° Neigung \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  38 \n\n     \n\n \n\n \n\n \n\nAuswahl der Dächer und Fassaden nach dem Modell von e4plus. \n\nSOLKAT_CH_DACH \n\nFLAECHE ≤ 10 m2 \n\nlöschen \n\nKLASSE = {gering; \n\nmittel} löschen \n\nFLAECHE modifizieren \n\n_ wenn Dachneigung ≤ 10 FLAECHE_RED = \n\n0.7*FLAECHE \n\n_ wenn Dachneigung > 10 \n\n_ wenn GKAT = 1021 (EFH) \n\nFLAECHE_RED = 0.7*FLAECHE \n\n_ wenn GKAT = {1025} (MFH) \n\n_ wenn FLAECHE < 1000 \n\nFLAECHE_RED = 0.6*0.7*FLAECHE \n\n_ wenn FLAECHE ≥ 1000  \n\nFLAECHE_RED = 0.6*0.8*FLAECHE \n\n_ wenn GKAT = {1010 1030 1040 1060 1080} \n\n(Schulhäuser, Gewerbe, Scheune, Industrie, \n\netc) \n\n_ wenn FLAECHE < 1000 \n\nFLAECHE_RED = 0.7*FLAECHE \n\n_ wenn FLAECHE ≥ 1000  \n\nFLAECHE_RED = 0.8*FLAECHE \n\n \n\nSOLKAT_CH_FASS \n\nFLAECHE < 20 m2 löschen \n\nMSTRAHLUNG < 600 m2 löschen \n\nInnerhalb ISOS-Kategorie und \n\nUmkreis: Löschen \n\n(Weiler+Dorf 100 m; \n\nKleinstadt/Flecken+verstädtertes \n\nDorf 150 m; Stadt 200 m) \n\nSB_OBJEKTART ist nicht \n\n"Gebäude Einzelhaus", \n\n"Hochhaus", "im Bau" \n\nlöschen \n\nFLAECHE modifizieren \n\n_ wenn GKAT=1021 (EFH) \n\nFLAECHE_RED = \n\n0.45*FLAECHE \n\n_ wenn GKAT=1025 (MFH) \n\nFLAECHE_RED = \n\n0.60*FLAECHE \n\n_ wenn GKAT=restliche \n\nFLAECHE_RED = \n\n0.55*FLAECHE \n\nSOLKAT_CH_DACH \n\nSOLKAT_CH_FASS \n\n \n\nPlausibilisierung \n\nDächer ≥ 70° Neigung \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  39 \n\n     \n\n \n\nAnhang 2: Potenzial einzelner Kategorien \n\n  Neigung \n\nAusrichtung (Sektor in \n\nGrad) \n\n 0-5° 5-10° 10-20° 20-30° 30-40° 40-50° 50-70° 70-90° 90° \n\nN (292.5 - 67.5)  13245.0 1107.8 2462.1 1215.1 140.8 2.1 2.5 23.8 31.5 \n\nO (67.5 - 112.5)  370.3 334.9 1050.8 1570.3 1100.9 356.2 24.9 11.2 1822.0 \n\nSE (112.5 - 157.5)  450.2 411.1 1453.7 2135.5 2018.7 745.8 79.9 17.4 4593.9 \n\nS (157.5 - 202.5)  412.1 432.1 1585.2 2262.3 2037.2 741.4 83.8 15.8 4997.3 \n\nSW (202.5 - 247.5)  391.1 389.1 1388.0 2186.5 1736.6 672.9 90.4 14.9 3978.4 \n\nW (247.5 - 292.5)  325.8 368.3 1133.3 1560.5 1062.6 364.7 27.7 9.9 1325.8 \n\n \n\nTab. 6 Gesamtes Ertragspotenzial nach Ausrichtung und Neigungswinkel in GWh. \n\nFlachdächer mit Neigungswinkel 0°sind gemäss Definition Sonnendach nach Norden ausgerichtet  \n\n \n\n \n\n  Neigung \n\nAusrichtung (Sektor in \n\nGrad) \n\n 0-5° 5-10° 10-20° 20-30° 30-40° 40-50° 50-70° 70-90° 90° \n\nN (292.5 - 67.5)  14721.8 1289.6 3040.0 1540.0 181.0 2.8 8.0 83.0 70.2 \n\nO (67.5 - 112.5)  410.8 371.4 1181.0 1796.8 1290.6 427.0 31.1 19.9 3497.2 \n\nSE (112.5 - 157.5)  487.6 428.9 1467.6 2116.2 1976.2 745.5 84.8 21.9 7049.6 \n\nS (157.5 - 202.5)  446.5 444.9 1562.1 2162.6 1908.5 696.5 82.8 18.1 7182.2 \n\nSW (202.5 - 247.5)  423.8 409.4 1423.2 2201.0 1739.0 686.7 97.1 19.1 6419.3 \n\nW (247.5 - 292.5)  362.1 408.6 1276.1 1789.1 1241.8 433.9 34.1 17.4 2571.2 \n\n \n\nTab. 7 Installierbare Leistung nach Ausrichtung und Neigungswinkel in MWp. \n\nFlachdächer mit Neigungswinkel 0° sind gemäss Definition Sonnendach nach Norden ausgerichtet  \n\n \n\n \n\n  \n\n\n\nBasler & Hofmann  Studie Winterstrom Schweiz  40 \n\n     \n\n \n\nKategorien  Energie Installierbare Leistung \n\n  GWh MWp \n\nFlachdach S  2485.5 2641.2 \n\nFlachdach O/W/N  15752.1 17564.3 \n\nSchrägdach 15-25° S  11011.2 10932.6 \n\nSchrägdach 35-80° S  8254.8 8076.0 \n\nSchrägdach 15-25° O/W/N  8992.1 10623.0 \n\nSchrägdach 35-80° O/W/N  3127.3 3770.4 \n\nFassade S  13569.6 20651.0 \n\nFassade O/W/N  3179.3 6138.5 \n\n \n\nTab. 8 Energie- und Leistungspotenzial der definierten Kategorien gemäss Abb. 4. \n\nFlachdächer mit Neigungswinkel 0° sind gemäss Definition Sonnendach nach Norden ausgerichtet \n\n \n\n \n\nWenn die Flachdächer aufgeständert werden reduziert sich deren Energie- und \n\nLeistungspotenzial. Das reduzierte Potenzial ist in der folgenden Tabelle angegeben. \n \n\nKategorien  Energie Installierbare Leistung \n\n  GWh MWp \n\nFlachdächer aufgeständert  10701.0 9977.7 \n\n \n\nTab. 9 Energie- und Leistungspotenzial der aufgeständerten Flachdächer gemäss Abb. 4. \n\n \n\n \n\n \n\n\n\n \n\nSwissolar Geschäftsstelle Tel. +41 44 250 88 33 \nNeugasse 6 info@swissolar.ch \nCH-8005 Zürich www.swissolar.ch \n\nArbeitsdokument, Version 1.0 \n\nDie Rolle der Photovoltaik bei der \nSchliessung der Winterstromlücke  \nDatum 9.3.2023  \nAutor Zürich, Swissolar, Neugasse \n\nInhaltsverzeichnis \n\n1 Einleitung ....................................................................................................................................................... 2 \n2 Der zukünftige Winter-Strombedarf ............................................................................................................. 2 \n3 Effizienz und Lastenverschiebung ............................................................................................................... 2 \n4 Zusätzliche Stromproduktion ....................................................................................................................... 3 \n5 Wasserkraft und Photovoltaik optimal abgestimmt ................................................................................... 6 \n5.1 Dank Photovoltaik Stauseen langsamer leeren ............................................................................................... 6 \n5.2 Wasserkraft: schon heute auf PV-Produktion abgestimmt .............................................................................. 6 \n5.3 Management der Speicherseen: Hat die Versorgungssicherheit Priorität? ..................................................... 7 \n5.4 Speicherkapazitäten erhöhen .......................................................................................................................... 8 \n6 Der Umgang mit Sommer-Überschüssen .................................................................................................... 8 \n7 Hintergründe und weitere Themen .............................................................................................................. 9 \n7.1 Photovoltaik: Vor- und Nachteile der Produktionsstandorte ............................................................................ 9 \n7.2 Solarstromproduktion: Fluktuierend, aber berechenbar ................................................................................ 10 \n7.3 Photovoltaik: Kosten ...................................................................................................................................... 10 \n7.4 Ein Stromabkommen mit der EU ist unabdingbar – Autarkie ist utopisch ..................................................... 11 \n7.5 Laufzeitverlängerungen für bestehende AKW: Unsicher, teuer, Handicap für Erneuerbare ......................... 11 \n7.6 «Dunkelflauten» sind planbar ........................................................................................................................ 12 \n7.7 Neue AKW sind zu teuer und kommen zu spät ............................................................................................. 12 \n8 Nächste Schritte .......................................................................................................................................... 13 \n  \n\nBeilage 3\n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 2 \n\n1 Einleitung \n\nDie durch den Krieg in der Ukraine ausgelöste Energiekrise weckt Befürchtungen vor Engpässen in der Energie-\nversorgung der Schweiz, insbesondere vor einer winterlichen Strommangellage. Oft wird die Meinung vertreten, \nder rasche Ausbau der Photovoltaik biete keine Lösung zu diesem Problem, sondern verschärfe dieses zusätzlich, \nwas im Folgenden widerlegt werden soll. Neben dieser kurzfristigen Perspektive stellt sich die Frage, welche Rolle \ndie Photovoltaik mittel- und langfristig in einer fossil- und atomfreien Energieversorgung der Schweiz haben soll. \nVorweg dies: Photovoltaik leistet einen massgeblichen Beitrag zur sicheren Energieversorgung, aber nicht allein, \nsondern immer im Verbund mit anderen Technologien und Massnahmen.  \n \n\nè Kurzfristig: Kommende 2-3 Winter, wenig Optionen \nè Langfristig: Nächste Jahrzehnte, viele Gestaltungsmöglichkeiten \nè Photovoltaik als wesentlicher Beitrag zur Lösung, intelligent kombiniert \n\n \nDas vorliegende Papier gibt den aktuellen Wissensstand wieder. Angesichts der rasanten Entwicklung in For-\nschung und Technik braucht es eine regelmässige Aktualisierung, abgestimmt auf Erkenntnisse anderer wichtiger \nAkteure wie BFE, VSE und aeesuisse. \n\n2 Der zukünftige Winter-Strombedarf \n\nBisher importierte die Schweiz im Winterhalbjahr (Oktober bis März) per Saldo durchschnittlich rund 4 Terawatt-\nstunden (TWh) Strom, bei einem Verbrauch in der gleichen Periode von rund 32 TWh. Die Importmenge ist stark \nabhängig von den Niederschlagsmengen und den daraus resultierenden Füllständen der Speicherseen sowie von \nder internationalen Marktnachfrage.  \n \nMit der Stilllegung der AKW wird sukzessive eine Stromproduktion von rund 12 TWh im Winterhalbjahr wegfallen. \nDie Umstellung auf Elektromobilität führt bis 2050 voraussichtlich zu einem zusätzlichen Strombedarf von etwa 15 \nTWh1, davon mindestens die Hälfte, also rund 8 TWh, im Winter.  \n \nIm gleichen Zeitraum wird ein grosser Teil der Heizungen auf Wärmepumpen umgestellt, was voraussichtlich zu \neinem zusätzlichen Winter-Stromverbrauch im Jahr 2050 von rund 9 TWh2 führt. Wenn die Gebäudesanierungen \n(Wärmedämmung und Fensterersatz) rascher voranschreiten, kann dieser Wert allerdings noch deutlich sinken. \nAusserdem ist es wichtig, die Wärmeversorgung zu diversifizieren und damit den Strombedarf durch Wärmepum-\npen einzugrenzen. Die Regeneration von Erdsonden kann beispielsweise massgeblich dazu beitragen, dass der \nWinter-Strombedarf in den nächsten Jahrzehnten nicht weiter ansteigt.  \n\n3 Effizienz und Lastenverschiebung \n\nMit Energieeffizienzmassnahmen lässt sich eine Verbrauchszunahme massgeblich reduzieren. Gemäss einem \nBericht des BFE3 liessen sich 25 bis 40 Prozent des heute verbrauchten Stroms einsparen – mit heutigen Techno-\nlogien, ohne Komforteinbusse und ohne strengere Gesetze. Wir gehen in diesem Papier von einer konservativ \ngerechneten Reduktion des Winter-Stromverbrauchs um rund 10 TWh aus, was etwas mehr als 30 Prozent des \nheutigen Winter- und 16 Prozent des heutigen Jahreserbrauches entspricht. Um dieses Ziel zu erreichen, braucht \nes Mindestanforderungen an Geräte sowie Verpflichtungen für die Stromversorger. Besonders wirksam für den \nWinter-Stromverbrauch sind u.a.:  \n\n• Elektroheizungen: Gesamtverbrauch von derzeit über 3 TWh4, vorwiegend im Winterhalbjahr, mit einem \nEinsparpotenzial von 50-70 %. In längeren Kälteperioden können sie zu einem Risiko für unsere Strom-\nversorgung werden. Deren Ersatz durch Wärmepumpen reduziert den Stromverbrauch um mindestens 2 \nTWh. Beträchtliche Investitionen für betroffene Hausbesitzer (Einbau Heizkörper) müssen durch Förder-\nmittel abgefedert werden.  \n\n \n1 Gemäss Energieperspektiven 2050+, Szenario Zero A \n2 Regierungsrat M. Neukom, Baudirektor Kt. Zürich, Vortrag IG Solar Wehntal, 21.9.2022.  \n3 Potenzial und Massnahmen zur Steigerung der Stromeffizienz bis 2025: Analyse zuhanden GS UVEK / Bundesrat, 2022 \n4 https://www.newsd.admin.ch/newsd/message/attachments/70297.pdf \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 3 \n\n• Umwälzpumpen für Heizungen: Gesamtverbrauch von derzeit 0.89 TWh (Bericht BFE), Einsparpoten-\nzial 60-80 %. Meist sind diese Pumpen überdimensioniert.  \n\n• Beleuchtung: Gemäss Bericht BFE könnte der aktuelle Stromverbrauch für Beleuchtung von 5.5 TWh \num 50-70 % reduziert werden.  \n\n• Elektroboiler: Der gleiche Bericht nennt einen Verbrauch durch Elektroboiler in der Höhe von 1.92 TWh, \nder um 45-65 % reduziert werden könnte (z.B. durch Wärmepumpenboiler, Sonnenkollektoren etc.). \n\n \nFür Situationen mit drohender Stromknappheit sollte zusätzlich ein wettbewerblicher Verbrauchsverzicht für In-\ndustriekunden eingeführt werden. Auf diese Weise könnte der Stromverbrauch in Spitzenzeiten rasch reduziert \nwerden.  \n \nDer heutige Tages- und Saisonverlauf des Stromverbrauchs ist massgeblich gesteuert durch die ab den 70er-Jah-\nren eingeführten Stromtarifmodelle. Wegen des Überflusses an unsteuerbarer Bandenergie aus AKW wurde die \nSommer-/Wintertarifierung aufgehoben und tiefe Nachttarife wurden eingeführt. Damit entfielen winterliche Knapp-\nheitssignale und grosse Stromverbräuche (v.a. Elektrospeicherheizungen und Boiler) wurden in die Nacht ver-\nschoben. Diese Tarifierung muss angepasst werden, um den Verbrauch auf die Solar- statt die Atomstromproduk-\ntion abzustimmen. Dies gilt insbesondere für Wärmepumpen, die tagsüber die Gebäudemasse mittels Solarstrom \naufwärmen können.  \n \nKurzfristige Handlungsmöglichkeiten:  \n- Einführung eines wettbewerblichen Verbrauchsverzichts für Industriekunden \n- Wiedereinführung von Sommer-/Winterstromtarifen \n- Beschleunigter Ersatz der Elektrospeicherheizungen \n\n4 Zusätzliche Stromproduktion \n\nGemäss dem von Swissolar im Januar 2022 publizierten 11-Punkte-Programm der Solarwirtschaft sollen bis 2050 \njährlich 45 TWh Solarstrom produziert werden. Bereits 2035 sollen es 25 TWh sein (2022: ca. 4 TWh), was mit \neiner Verdoppelung des jährlichen Zubaus von 1 GW (Schätzung 2022) auf mindestens 2 GW bis 2030 erreicht \nwerden kann. Gemäss Parlamentsbeschluss zum «Bundesgesetz für eine sichere Stromversorgung mit erneuer-\nbaren Energien» (Mantelerlass) sollen alle neuen erneuerbaren Energien bis 2035 35 TWh und bis 2050 45 TWh \nliefern. Für das Jahr 2035 würde das rund 29 TWh Solarstrom entsprechen. Aus Sicht von Swissolar braucht es \nim 2050 rund 55 TWh Strom aus neuen erneuerbaren Energien, davon 45 TWh Solarstrom. Dieser rasche Zubau \nist notwendig, einerseits zur Sicherung der Stromversorgung, andererseits im Hinblick auf das Netto-Null-Treib-\nhausgasziel, das eigentlich bereits 2040 erreicht werden muss.  \n \nFür die Winter-Stromversorgung 2050 ergibt dies folgende Perspektiven: Rund 30 % des Solarstroms wird im Win-\nterhalbjahr produziert, also 13.5 TWh von insgesamt 45 TWh, davon rund 5 TWh aus alpinen Solarkraftwerken. \nRealistische Zwischenschritte sind: 5 TWh (2030) und 8.4 TWh (2035). Photovoltaik leistet also schon im laufen-\nden Jahrzehnt einen massgeblichen Beitrag an den Winterstrombedarf.  \n \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 4 \n\n \nAbbildung 1: Solarstromproduktion gemäss den Ausbauzielen im Mantelerlass. Der Winterstrom-Anteil steigt aufgrund des höheren Anteils von \nalpinen Solarkraftwerken sowie von Fassadenanlagen. \n\nMit den am Runden Tisch Wasserkraft beschlossenen Ausbauten von Speicherseen könnten jährlich 2.9 TWh \nWinterstrom aus Wasser erzeugt werden. Dabei handelt es sich nicht hauptsächlich um zusätzliche Stromproduk-\ntion, sondern primär um eine Verlagerung der Produktion in den Winter. Wir gehen in diesem Arbeitspapier wiede-\nrum von einer konservativen Annahme in der Höhe von 2 TWh zusätzlichem Winter-Wasserstrom aus. Windener-\ngie mit einem Winterproduktionsanteil von zwei Dritteln sowie Strom aus Biomasse können weitere 5 TWh Winter-\nstrom liefern.  \n \n\n \nAbbildung 2: Mit einer Kombination von Stromeffizienzmassnahmen und zusätzlicher Produktion aus erneuerbaren Energien lässt sich der zu-\nsätzliche Strombedarf decken (Angabe des prozentualen Beitrags zur Lösung). Der Stromverbrauch 2022 lag bei ca. 57 TWh (Schätzung BFE \nvom 9.2.2023) \n\nFazit: Mit Stromeffizienz und zusätzlicher inländischer Produktion aus erneuerbaren Energien lässt sich der stei-\ngende Strombedarf über das gesamte Winterhalbjahr decken. Kritisch bleibt jedoch die Periode von Mitte Novem-\nber bis Mitte Februar bezüglich Strommengen und Leistung. Aus heutiger Sicht sind u.a. folgende Lösungen, auch \nkombiniert, zur Versorgung in dieser Periode denkbar:  \n\n• Zusätzliche Wasserkraft-Speicherkapazitäten schaffen. \n• Einsatz neuer Speichertechnologien. \n• Import von Windstrom aus Offshore-Anlagen in Nordeuropa. Aufgrund des fehlenden Stromabkommens \n\nmit der EU und zurzeit ungenügender Leitungskapazitäten nur mittelfristig möglich. \n\n0.0\n\n10.0\n\n20.0\n\n30.0\n\n40.0\n\n50.0\n20\n\n21\n\n20\n23\n\n20\n25\n\n20\n27\n\n20\n29\n\n20\n31\n\n20\n33\n\n20\n35\n\n20\n37\n\n20\n39\n\n20\n41\n\n20\n43\n\n20\n45\n\n20\n47\n\n20\n49\n\nSolarstromproduktion\n\nTWh/Jahr TWh/Winter\n\nImporte aktuell\n\nErsatz AKW\n\nWärmepumpen\n\nElektromobilität\n\n0\n\n5\n\n10\n\n15\n\n20\n\n25\n\n30\n\n35\n\nzusätzlicher Verbrauch Massnahmen\n\nTW\nh \n\n(O\nkt\n\nob\ner\n\n-M\när\n\nz)\n\nSo füllen wir die Winterstromlücke (Szenario 2035/2050)\n\nEffizienz (30%)\n\nWind, Biomasse (15%)\n\nPhotovoltaik (41%)\n\nSpeicherseen (6%)\n\nImporte (7%)\n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 5 \n\n• Verstärkter Einsatz von Syngas zur Stromproduktion, nicht nur aus sommerlichen Überschüssen aus der \nSchweiz, sondern auch aus importiertem Wasserstoff. Wir verweisen dazu auf den von der EU für 2040 \nanvisierten Wasserstoff-Backbone. Auch im VSE-Szenario «Energiezukunft 2050» wird von der Not-\nwendigkeit eines Wasserstoff-Imports ausgegangen. Im Unterschied zum VSE sind wir jedoch der \nAnsicht, dass auch in der Schweiz aus sommerlichen Produktionsüberschüssen Wasserstoff produ-\nziert werden sollte (siehe auch Kap. 6). \n\n \nKurzfristige Handlungsmöglichkeiten:  \nSchätzungsweise 4.7 GW Photovoltaikleistung5 waren Ende 2022 am Netz, was einer Stromproduktion von rund \n1.15 TWh im Winterhalbjahr entspricht – zwei Drittel dessen, was das Atomkraftwerk Mühleberg vor seiner Stillle-\ngung jeweils im gleichen Zeitraum produziert hatte. Im Winter 2023/2024 dürfte die installierte Leistung bereits bei \nüber 6 GW liegen, die Solarstromproduktion bei rund 1.4 TWh. Dies ist mehr als das Dreifache der Wasserkraftre-\nserve des Bundes für den Winter 2022/2023 (0.4 TWh zum Preis von 296 Mio. EUR). \n \nDer Ausbau der Photovoltaik erfolgt in kleinen, aber sofort nutzbaren Teilschritten. Dies im Gegensatz zu neuen \nAKW, aber auch zur Wasserkraft, deren Planung und Realisierung Jahrzehnte dauert. Dadurch leistet Solarstrom \nbereits kurzfristig einen wichtigen Beitrag zu einer sicheren Stromversorgung im Winter.  \n  \n\n \n5 Die Statistik Solarenergie 2022 des Bundesamtes für Energie erscheint am 13.7.2023 \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 6 \n\n5 Wasserkraft und Photovoltaik optimal abgestimmt \n\n5.1 Dank Photovoltaik Stauseen langsamer leeren \nDas Schlagwort «Winterstromlücke» erweckt den Eindruck, es drohe eine Mangellage in der ganzen Periode von \nOktober bis März. In den nächsten Jahren liegt die kritische Phase jedoch im März und April, wenn die Stauseen \nihren Tiefststand erreicht haben. Also dann, wenn die Photovoltaikanlagen bereits nahe an ihrer maximalen Pro-\nduktion sind (oder, im Falle der alpinen Solarkraftwerke, ihr Maximum erreichen). Ein sorgfältiger Umgang mit den \nWasserkraft-Reserven ist auch wegen der Tendenz zu geringeren Niederschlägen, insbesondere im Winter, ange-\nbracht.  \n \nDie maximale Kapazität unserer Speicherseen liegt bei 8.8 TWh, was dem heutigen Landesverbrauch von etwa 55 \nTagen entspricht. Dank der Solarproduktion im Herbst und Winter können die Speicherseen länger auf einem hö-\nheren Füllstand gehalten werden. Der Minimalwert Anfang April lag in den vergangenen Jahren bei rund 10 % der \nFüllmenge, also bei einem Energiegehalt von weniger als 1 TWh.  \n \nInwieweit kann die Winter-Solarstromproduktion schon heute die Stauseen entlasten? Von Oktober 2021 bis März \n2022 produzierten die PV-Anlagen rund 780 GWh, in der gleichen Periode im Winter 22/23 dürften es über 1 TWh \nsein. Photovoltaik leistet also bereits heute einen massgeblichen Beitrag an die Versorgungssicherheit in der kriti-\nschen Phase, und dies zu einem Zeitpunkt, da noch keine alpinen Grossanlagen mit einem hohen Winterprodukti-\nonsanteil in Betrieb sind. Allein in den Monaten März und April 2022 lieferten die Schweizer PV-Anlagen 321, resp. \n386 GWh6. Im Winter 2035/2036 liegt die Winterstrom-Produktion gemäss Swissolar-Szenario bereits bei 7.8 \nTWh, was dem durchschnittlichen Höchststand der Stauseen im Herbst entspricht.  \n \n\n \n \nAbbildung 3: Füllstand der Speicherseen und Produktion Speicherwasserkraft und Photovoltaik, Winter 2021/2022. Quelle: Swiss \nEnergy Charts \n\n5.2 Wasserkraft: schon heute auf PV-Produktion abgestimmt \nIm Tagesverlauf stimmen die Betreiber der Speicherseen ihre Produktion schon heute bestmöglich auf die Solars-\ntromproduktion ab, wie Abbildung 4 zeigt. Verbrauchsspitzen am Morgen und Abend werden mit Wasserkraft ge-\ndeckt, der Verbrauch während dem Tag zu einem grösseren Teil mit Solarstrom.  \n\n \n6 Quelle: Swiss Energy Charts \n\n0\n1000\n2000\n3000\n4000\n5000\n6000\n7000\n8000\n\nOkto\nber\n\nNove\nmber\n\nDezem\nber\n\nJan\nuar\n\nFe\nbruar\n\nMärz April Mai Juni\nJuli\n\nAugu\nst\n\nSe\nptember\n\nGW\nh\n\nSolarproduktion entlastet schon heute die Speicherseen\n\nProduktion Solar kumuliert Speicherinhalt Schweiz total\n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 7 \n\n \nAbbildung 4: Wasserkraft- und Solarstromproduktion in der Woche 43/2022. Die gelb ausgefüllten «Täler» zeigen den Tag, die leeren «Täler» \ndie Nacht. Quelle. Swiss Energy Charts.  \n\n5.3 Management der Speicherseen: Hat die Versorgungssicherheit Priorität? \nDer Füllgrad der Stauseen und Pumpspeicherwerke wird bis heute in grossem Umfang durch den Stromhandel \nund nicht durch Witterung und Landesverbrauch beeinflusst. Ohne das kommerzielle Interesse der Anlagenbetrei-\nber wären die Pegel in den Stauseen während der kritischen Phase deutlich höher als heute und Versorgungseng-\npässe wären kaum ein Thema. Die Angst vor einer Stromknappheit im Winter 22/23 hat im November 2022 zu ei-\nnem rekordhohen Füllstand der Stauseen geführt, trotz sehr geringen Niederschlägen im Sommer 2022. Es liegt \nan der Politik zu entscheiden, welche diesbezüglichen Auflagen den Betreibern von Stauseen zu machen sind.  \n \n\n \nAbbildung 5: Monatliche Strom-Importe (+) und -Exporte (-) 2022. Es zeigt sich die wichtige Rolle der Schweiz bei der Stromversorgung Italiens – \ndie im Winterhalbjahr dorthin exportierte Strommenge ist rund doppelt so hoch wie der durchschnittliche Nettostromimport (ca. 4 TWh) in der \ngleichen Periode. Quelle: Swiss Energy Charts \n\n \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 8 \n\n \nAbbildung 6: Stromproduktion und Spotmarkt-Börsenstrompreise. Die Grafik gibt Hinweise auf das Geschäftsmodell der Schweizer Elektrizitäts-\nwirtschaft. Bei tiefen Strompreisen in der Nacht wird Strom importiert (als violette «Berge» dargestellt), während tagsüber bei hohen Stromprei-\nsen exportiert wird (violette «Täler»). Insbesondere die Pumpspeicher dienen als Batteriepuffer. Die letzten zwei Tage sind ein Wochenende. \nQuelle: Swiss Energy Charts. \n\n5.4 Speicherkapazitäten erhöhen \nSinnvoll ist die gleichzeitige Schaffung neuer Speicherkapazitäten durch Erhöhung bestehender Staumauern oder \nden Bau neuer Speicherseen. Sie sind ein wichtiges Element für die Verlagerung von sommerlichen Produktions-\nüberschüssen in den Winter. Der Wunsch nach dem Schutz von Gletschervorfeldern ist verständlich, aber der \nmassive Gletscherschwund schafft in den nächsten Jahrzehnten unzählige solcher Flächen, die nicht alle ge-\nschützt werden können. Zudem helfen Stauseen mit, den Abfluss zu regulieren, wenn die Gletscher wegfallen, \nwas für die angrenzenden Länder am Unterlauf von Rhein, Rhone und weiteren Flüssen von eminenter Bedeutung \nist.  \n \nKurzfristige Handlungsmöglichkeiten \nMit einer intelligenten, nicht ausschliesslich auf kommerzielle Interessen ausgerichteten Bewirtschaftung der Spei-\ncherseen haben wir es in der Hand, Engpässe in den nächsten Wintern zu vermeiden. Dank dem raschen Solar-\nAusbau können die Speicherseen die Wintersaison besser überbrücken. Dank der rasch steigenden PV-Leistung \nkann die jetzt geforderte Sicherheitsmarge beim Füllstand der Speicherseen reduziert werden.  \n\n6 Der Umgang mit Sommer-Überschüssen  \n\nBei einer Jahresproduktion von 45 TWh Solarstrom fallen voraussichtlich über 30 TWh Solarstrom im Sommer an. \nWie soll mit dieser Strommenge umgegangen werden? Zu beachten ist: Gleichzeitig wird auch der Sommer-\nStromverbrauch steigen, insbesondere wegen der Elektromobilität, aber auch wegen des vermehrten Kühlbedarfs \ninfolge der Klimaerhitzung.  \n \na) Kurzfristige Speicherung (Tag/Nacht und Wochenende) \n\nMit einem «Smart Grid», einem intelligenten Stromnetz, wird es gelingen, Stromproduktion, -speicherung und -\nverbrauch jederzeit optimal aufeinander abzustimmen. Eine zentrale Rolle übernimmt dabei die Elektromobilität, \ndie dank bidirektionalem Laden als Zwischenspeicher für Solarstrom dient. Ihr Einsatz kann die Stromsystemkos-\nten um bis zu 14 % reduzieren7. Mit der Einführung von lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) und der Aus-\nweitung des ZEV (virtuell für bestehende Gebäude und Quartiere) werden auch die gesetzlichen Rahmenbedin-\ngungen für die Harmonisierung von Produktion und Verbrauch auf lokaler Ebene geschaffen, was den Energieein-\nsatz optimiert sowie die Speicher- und Netzausbaukosten reduziert.  \n \n \n \n\n \n7 Siehe dazu die Studie Vehicle-to-grid in Switzerland: A first estimate of the value of vehicle-to-grid for the Swiss electricity system \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 9 \n\nb) Saisonale Speicherung \nÜberschüssiger Strom, der nicht kurzfristig gespeichert wird, kann mittels Elektrolyse zur Herstellung von Wasser-\nstoff, bzw. weiteren Produkten (Power-to-X) eingesetzt werden. Die Technologie macht rasche Fortschritte bezüg-\nlich Kosten und Wirkungsgrad. Zu erwähnen ist etwa die vom Limmattaler Regiowerk Limeco in Dietikon realisierte \nerste industrielle Power-to-Gas-Anlage der Schweiz, in Zusammenarbeit mit acht Schweizer Energieversorgern \nund der Stadtwerke-Allianz Swisspower. Die Anlage wurde mit dem Watt d’Or 2023 ausgezeichnet.  \n \nEine Herausforderung stellen die potenziell kurzen Betriebszeiten der Elektrolyseure dar, wenn sie ausschliesslich \nmit überschüssigem Solarstrom gespiesen werden sollten. Hier bietet sich der kombinierte Betrieb mit Laufwasser-\nkraftwerken an, die ebenfalls zu Produktionsüberschüssen im Sommerhalbjahr führen.  \n \nWichtig ist der sinnvolle Umgang mit den Power-to-X-Produkten (Syngas, Synfuels): Sie sollen nur sehr be-\nschränkt zur Stromproduktion eingesetzt werden, z.B. in Wärme-Kraft-Koppelungsanlagen (WKK). Wir sehen de-\nren Einsatz primär bei industriellen Anwendungen sowie im Schwer- und Luftverkehr. Ein Weiterbetrieb des Gas-\nnetzes in der heutigen Ausdehnung muss überdacht werden, da die dazu erforderlichen Gasmengen aus erneuer-\nbaren Quellen (Biogas, Syngas) nicht verfügbar sein werden.  \n\n7 Hintergründe und weitere Themen \n\n7.1 Photovoltaik: Vor- und Nachteile der Produktionsstandorte  \nFälschlicherweise wird oft argumentiert, PV-Anlagen würden keinen relevanten Beitrag zur Winter-Stromproduk-\ntion leisten. Eine differenzierte Betrachtung nach Standorten schafft Klarheit.  \n \nDer heute in der Schweiz installierte PV-Bestand liegt grösstenteils im Mittelland und ist meist auf maximale Jahre-\nsproduktion und nicht auf Winterproduktion ausgerichtet. Der Winteranteil des jetzigen Anlagebestands liegt bei \nrund 26 % der Jahresproduktion. Der grosse Vorteil dieser Anlagen liegt jedoch in der Nähe zu den Verbrauchern, \nwodurch weniger Leitungsausbauten nötig sind. Mit dem Einbezug mobiler und stationärer Batteriespeicher ge-\nwinnt dieser Vorteil in naher Zukunft nochmals massiv an Bedeutung. Solche Anlagen liefern Strom zu Produkti-\nonspreisen zwischen etwa 6 und 18 Rappen pro Kilowattstunde, je nach Grösse der Anlage. Weitere Preissenkun-\ngen sind durch sinkende Produktionskosten sowie steigende Wirkungsgrade zu erwarten. \n \nFassadenanlagen sind bisher noch zu wenig verbreitet, gewinnen aber laufend an Bedeutung. Sie haben eine \nüber das Jahr relativ ausgeglichene Produktion mit einem Winteranteil von ca. 45 %. Auch sie sind nahe bei den \nVerbrauchern, z.B. an Gewerbe- und Bürobauten, und ihre Mehrkosten gegenüber konventionellen Fassaden wer-\nden durch die Stromproduktion meist bereits nach wenigen Jahren ausgeglichen. Die zunehmende Vielfalt von \nModultypen (bezüglich Farben, Texturen, Strukturen etc.) macht Fassadenphotovoltaik zusehends auch für Archi-\ntektinnen und Architekten attraktiv.  \n \nAlpine Freiflächenanlagen profitieren zusätzlich von der Lage über der Nebelgrenze sowie von der Schneerefle-\nxion, womit der Jahresertrag bis doppelt so hoch wie im Mittelland sein kann. Der Winter-Produktionsanteil liegt \nbei 40-50 %. Die jährliche Produktionsspitze von alpinen, steil aufgestellten PV-Anlagen liegt im März/April. Genau \ndann, wenn der Füllgrad der Stauseen seinen Tiefststand erreicht. Aus Sicht von Swissolar sind solche Anlagen \nprimär in erschlossenen, vorbelasteten Gebieten zu erstellen. Eine Studie von Meteotest8 sieht ein «zielführen-\ndes» Potenzial von 5 TWh Strom aus alpinen Grossanlagen.  \n \nZusammenstellung Potenziale und erforderlicher Zubau bis 2050   \n \n\nBereich Potenzial (TWh) Möglicher Beitrag zur  \nZielerreichung (TWh) bis 2050 \n\nDächer 54 30 \nFassaden 17 5 \nInfrastrukturen 10 4 \nAgri-PV 5 1 \nAlpine Freiflächen 45 «umsetzbar», 5 «zielführend» 5 \nTotal 131 45 \n\n \n \n\n \n8 Meteotest, Lukas Meyer, Anne-Kathrin Weber und Jan Remund Das Potenzial der alpinen PV-Anlagen in der Schweiz. 2023 \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 10 \n\n \nAbbildung 7: Monatliche Produktion verschiedener Anlagetypen unter der Annahme von 40 GW installierter Leistung je Anlagetyp. Quelle: BFH, \nProf. Ch. Bucher, 2022 \n\n7.2 Solarstromproduktion: Fluktuierend, aber berechenbar \nSolarstrom wird von Gegnern gerne als «Flatterstrom» diffamiert. Dabei ist korrekt, dass die Produktion vom Wet-\nter und von den Tageszeiten abhängt. Die Gesamtproduktion pro Monat ist heute jedoch sehr zuverlässig voraus-\nsagbar. Die Tages- und Wochenprognosen sind sehr präzise, wodurch eine stabile Stromversorgung auch mit ho-\nhen Photovoltaikanteilen sichergestellt werden kann. Für die Winterproduktion relevant ist der Schneefall – \nschneebedeckte Solarmodule produzieren keinen Strom. Der starke Rückgang von Schneefällen relativiert dieses \nProblem. In Berggebieten, insbesondere bei alpinen Grosskraftwerken, werden Module möglichst steil aufgestellt, \nwodurch der Schnee rasch abrutscht.  \n\n7.3 Photovoltaik: Kosten und Markt \nSolarstrom ist heute rund 90 % günstiger als vor rund 15 Jahren – eine Entwicklung, die massgeblich durch För-\nderprogramme europäischer Länder vorangetrieben wurde. Ein weiterer kostensenkender Faktor sind die gestie-\ngenen Wirkungsgrade (ca. +40 % innerhalb von 20 Jahren). \n\n \nAbbildung 8: Kostenentwicklung verschiedener Stromerzeugungstechnologien. Quelle: WNISR World Nuclear Report 2022. Der angegebene \nPreis für Solar PV bezieht sich auf grosse Freiflächenanlagen. Die Stromgestehungskosten bei Aufdachanlagen in der Schweiz liegen heute bei \nca. 6-15 Rp./kWh \n\n1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51\n\n0\n\n1\n\n2\n\n3\n\n4\n\n5\n\n6\n\n7\n\n8\n\n0\n\n1\n\n2\n\n3\n\n4\n\n5\n\n6\n\n7\n\n8\n\nJan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez\n\nFü\nllg\n\nra\nd \n\nC\nH\n\n-S\nta\n\nus\nee\n\nn \nin\n\n T\nW\n\nh\n\nEn\ner\n\ngi\nee\n\nrtr\nag\n\n v\non\n\n 4\n0 \n\nG\nW\n\np \nPV\n\nin\n T\n\nW\nh/\n\nM\non\n\nat\n\nAnlagen heute, 40 GWp Mittelland Fassade, 40 GWp\n\nAlpin 70°, 40 GWp Füllgrad Speicherseen\n\nHinweis: Die Leistung von 40 GWp ist willkürlich gewählt\nund entspricht nicht dem Potenzial der Anlagen!\n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 11 \n\nDie rasche Preissenkung hat auch dazu geführt, dass die meisten solaren Zubauprognosen – inklusive jener von \nSwissolar – bereits von der Realität überholt wurden.  \n \n\n  \nAbbildung 9: Energieperspektiven 2050, Sensitivitätsanalysen Photovoltaik (Prognos, 2013). Die dunkelgrüne Kurve entspricht dem 2012 von \nSwissolar vorgeschlagenen Wachstumspfad mit 14 TWh Solarstrom bis 2050. Im «offiziellen» Szenario wurden 11 TWh angestrebt. Eingezeich-\nnet ist zusätzlich die effektive Jahresproduktion (Säulen).  \n \n\n7.4 Ein Stromabkommen mit der EU ist unabdingbar – Autarkie ist utopisch \nEine autarke Stromversorgung für die stark vernetzte Schweiz inmitten Europas ist utopisch, respektive wäre mit \nenormen Kosten verbunden. Die Schweiz importiert und exportiert im Durchschnitt täglich die Hälfte des Schwei-\nzer Verbrauches, wir sind somit sehr stark ins europäische Stromsystem integriert. Das ist sinnvoll und soll so blei-\nben. Ein Stromabkommen ist dringend, um von dieser Vernetzung weiterhin gegenseitig profitieren zu können.  \n\n7.5 Laufzeitverlängerungen für bestehende AKW: Unsicher, teuer, Handicap für Erneuerbare \nDer Weiterbetrieb der bestehenden AKW verschafft Zeit, um die erneuerbaren Energien auszubauen. Wobei die \nAKW mit zunehmendem Alter häufiger und länger ausfallen werden, wie Erfahrungen zeigen. Die vorübergehende \nStilllegung der Hälfte des überalterten französischen Atomparks hat neben dem Ukraine-Krieg im Winter 22/23 \nmassgeblich zur Stromversorgungskrise in Europa beigetragen. Auch in der Schweiz zeigen Beispiele aus den \nletzten Jahren, welche Risiken die plötzliche Abschaltung von 1 GW Leistung (z.B. AKW Leibstadt) für das Strom-\nnetz mit sich bringt: «Die Idealauslastung eines AKW beträgt 90 bis 95 Prozent, 2021 betrug sie aufgrund des \nAusfalls beim grössten Schweizer AKW Leibstadt nur 45 Prozent, wodurch auf einmal 15 Prozent der gesamten \nSchweizer Stromproduktion weggefallen sind.» (Studie «Alternative Szenarien zur Energiestrategie 2050», SES \n2023). \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 12 \n\n \nAbbildung 10: Nettostromerzeugung aus Kernenergie 2021 – Leibstadt war während mehreren Monaten nach der planmässigen Revision unvor-\nhergesehen ausser Betrieb. Solche Ausfälle grosser Produktionskapazitäten sind meist nicht planbar. Quelle: www.energy-charts.ch \n\n7.6 «Dunkelflauten» sind planbar \nEs sind Szenarien denkbar, bei denen eine längere Kältewelle mit wenig Sonnenschein und Wind zusammentrifft, \nwährend gleichzeitig die Stauseen einen Tiefststand erreicht haben. Sogenannte Dunkelflauten könnten während \neiniger Tage zu einer Strommangellage führen. Die Eintretenswahrscheinlichkeit eines solchen Szenarios ist in \nder Schweiz allerdings sehr gering, da sich die Witterung in den verschiedenen Landesteilen meist unterscheidet. \nZudem wäre eine solche Situation einige Tage im Voraus absehbar, sodass frühzeitig Massnahmen ergriffen wer-\nden können. Die wirksamste Massnahme ist in solchen Fällen die Verbrauchssenkung, insbesondere in der In-\ndustrie, die dafür zu entschädigen ist. Ein solches Modell ist nun vorgesehen in Art. 8a StromVG. Notstromaggre-\ngate verschiedenster Verbraucher können bei solchen Wetterlagen die Stromversorgung aufrechterhalten, wobei \ndiese mittel- bis langfristig auch auf synthetische Brennstoffe umsteigen müssen. Wir schliessen nicht aus, dass \nes für solche Situationen in einer Übergangsphase Backup-Gaskraftwerke braucht.  \n \nMit zunehmenden Anteilen von Strom aus fluktuierenden Quellen wie Sonne und Wind werden die kaum regelba-\nren AKW mit ihrer Bandenergie zu einem wenig nützlichen Element im Stromnetz. Zum Ausgleich von Solar- und \nWindenergie braucht es regelbare Kraftwerke, wie etwa Stauseen.  \n\n7.7 Neue AKW sind zu teuer und kommen zu spät \nNeue AKW in der Schweiz könnten frühestens etwa 2045 in Betrieb genommen werden. Ihre hohen Kosten und \ndie hohen Unsicherheiten führen dazu, dass kein Schweizer Energieversorger den Bau einer solchen Anlage \nplant. Es bräuchte somit ein «Staats-AKW». Im Gegensatz dazu kann Photovoltaik rasch und gefahrlos ausgebaut \nwerden. Nach der Erstellung besteht keine Abhängigkeit mehr von Energielieferanten, im Gegensatz zur Atom-\nkraft, die weiterhin stark von einzelnen Uran-Lieferanten, wie etwa Russland, abhängt. Erwähnt sei an dieser \nStelle, dass das Energiegesetz die Forschung im Nuklearbereich nicht verbietet.  \n \nEs gelten zudem die unter 7.5 gemachten Bemerkungen: Photovoltaik und Atomstrom funktionieren nicht gut zu-\nsammen (im Gegensatz zu Wasserkraft und PV). In einer Situation mit rund 50 Prozent Solarstrom im Netz würde \ninsbesondere im Sommer massiv zu viel Atomstrom aus den kaum regelbaren AKW angeboten. Deshalb wären \nneue AKW nicht rentabel und könnten nie mit den Strompreisen von PV mithalten. \n  \n\nFehlende Produktion \nLeibstadt \n\n\n\n \n\nSwissolar | Die Rolle der Photovoltaik bei der Schliessung der Winterstromlücke 13 \n\n8 Nächste Schritte \n\nEs braucht gemeinsame Anstrengungen aller beteiligten Akteure, um die Probleme rund um die Winterstromver-\nsorgung baldmöglichst zu beheben. Hier eine unvollständige Aufzählung von Massnahmen:  \n \nEidg. Parlament/Bund:  \n\n• Digitalisierung des Stromnetzes (Smartmeter, Smart Grid) durchsetzen \n• Anreize für dezentrale Harmonisierung von Produktion und Verbrauch schaffen \n• Anreize für dezentrale Tag-/Nachtspeicherung setzen (Befreiung vom Netznutzungsentgelt für Batterien \n\nfür die Wiedereinspeisung) \n• Anreize für Strom- und Energieeffizienz setzen \n• Stromabkommen mit der EU, Wiedereingliederung ins europäische Stromnetz \n\n \nKantone und Gemeinden: \n\n• Rasche, harmonisierte Ersatzprogramme für Elektrospeicherheizungen \n• Rasche Umsetzung MuKEn 2014 (Effizienzsteigerung) \n• Nächste Ausgabe MuKEn: Einführung Solarpflicht bei Gebäudesanierungen \n• Bewilligungsverfahren beschleunigen und vereinfachen \n\n \nElektrizitätswirtschaft:  \n\n• Einführung von Sommer-/Wintertarifen; dynamische Tarife \n• Bessere Bewirtschaftung der Speicherkraftwerke im Sinne der Versorgungssicherheit \n• Umsetzung der Digitalisierung des Stromnetzes, resp. der Vorgaben der Politik \n\n \nPV-Industrie und Gewerbe: \n\n• Steigerung 1 auf 2.5 GW bis 2025 \n• Erweiterung des Marktes um alpine PV-Kraftwerke „zivilisationsverträglich“ \n\n \nBauherrschaften: \n\n• Energetische Sanierung der Gebäudehüllen \n• Umstieg auf erneuerbare Wärmeerzeugung \n• Umstieg auf Elektromobilität \n\n\n