Zwitserland: Is de energiestrategie 2050 haalbaar?

De afschaffing van kernenergie en de uitbreiding van hernieuwbare energiebronnen zijn haalbaar – tenminste in de zomer. In de winter zou Zwitserland afhankelijk kunnen blijven van aanzienlijke import uit het buitenland. De onzekerheid blijft groot.

Door Euan Mearns, en Didier Sornette

Vertaling: Martien de Wit.

Na de ramp met de Fukushima-reactor in 2011 besloten de Federale Raad en het parlement dat Zwitserland geleidelijk moest stoppen met kernenergie. Deze beslissing, samen met verschillende andere ingrijpende veranderingen in de internationale energiesector, betekende dat het hele Zwitserse energiesysteem geherstructureerd moest worden. Daartoe stelde de Federale Raad een nieuw energiebeleid op, getiteld ‘Energiestrategie 2050‘. De strategie omvat vier hoofdelementen: (1) de ontmanteling van alle vier kerncentrales tegen 2034, (2) de uitbreiding van fotovoltaïsche energie met een factor 20 ten opzichte van 2017, (3) de elektrificatie van ruimteverwarming in woon- en commerciële gebouwen, voornamelijk met warmtepompen, en (4) de elektrificatie van alle transport door middel van elektrische voertuigen en synthetische vloeibare brandstoffen geproduceerd met hernieuwbare elektriciteit.

Volgens een studie in een boek van het nationale raadslid en voormalig voorzitter van Swissolar, Roger Nordmann [1], zullen de punten 3 en 4 de vraag naar elektriciteit met ongeveer 37 procent doen toenemen. De energiestrategie heeft een levendig debat op gang gebracht over de vraag of de uitvoering ervan realistisch is of niet. In een recente studie hebben we daarom de proef op de som genomen. [2]

Binnenlands elektriciteitstekort in de winter

In de studie reconstrueerden we het Zwitserse elektriciteitsnet voor de maanden januari en juli 2017 en simuleerden we het net in 2050 door rekening te houden met de belangrijkste elementen die hierboven zijn beschreven en met de stijging van de vraag naar elektriciteit zoals berekend door Nordmann. [3] We analyseerden ook de impact op de invoer van elektriciteit in de zomer en winter.

Voor juli 2050 nemen we aan dat kernenergie en fossiele-thermische opwekking zijn uitgeschakeld en vervangen door fotovoltaïsche energie (PV). De duidelijkste veranderingen zijn de grote dagelijkse pieken in het aanbod van PV, die de vraag ver overstijgen (zie figuur 1). Dit heeft ook gevolgen voor het gebruik van waterkrachtcentrales: Vandaag voeden reservoirs en meren met pompaccumulatie de pieken in de vraag overdag. In 2050 zal waterkracht ’s nachts gaan produceren. Overtollige zonne-energie vult overdag de pompaccumulatiemeren en deze energie wordt ’s nachts teruggevoerd naar het elektriciteitsnet. De huidige elektriciteitsprijsstructuur in de zomer zal waarschijnlijk op zijn kop worden gezet: lage prijzen overdag en hogere prijzen ’s nachts. We concluderen dat de 2050-strategie technisch haalbaar is in juli 2050, maar met onvoorspelbare risico’s in de prijsstructuur.

In de winter is de situatie heel anders: in januari 2050 is de verwachte elektriciteitsimport veel hoger dan in januari 2017 (zie figuur 2). De enorme toename van de import is een gevolg van de uitfasering van kernenergie, het zwakke aanbod van zonne-energie in de winter (en dus de uitval van de pompaccumulatiecentrales) en de toegenomen vraag. Of de Energiestrategie 2050 haalbaar is in de winter hangt sterk af van de vraag of er voldoende import beschikbaar is. We schatten de benodigde import alleen al voor de maand januari op een totaal van 6 terawattuur (TWh). Ter vergelijking: dit is meer dan alle waterkracht- en kerncentrales samen produceerden in januari 2022. Dit betekent dat de energiezekerheid van Zwitserland voornamelijk in handen is van het buitenland.

Fig. 1: Zomer: vraag naar en aanbod van elektriciteit (juli 2017 en juli 2050).

Links: Gereconstrueerd Zwitsers elektriciteitsnet voor 1 tot 7 juli 2017. Rechts: Gesimuleerd elektriciteitsnet voor 1 tot 7 juli 2050. Bron: Mearns en Sornette (2023) / Die Volkswirtschaft

Fig. 2: Winter: Elektriciteitsvraag en -aanbod (januari 2017 en januari 2050).

Links: Gereconstrueerd Zwitsers elektriciteitsnet voor 1 tot 7 januari 2017. Rechts: Gesimuleerd elektriciteitsnet voor 1 tot 7 januari 2050. Bron: Mearns en Sornette (2023) / Die Volkswirtschaft

Onzekere import

Sommigen zeggen dat Zwitserland in de winter al veel elektriciteit importeert en dat in de toekomst kan blijven doen. Maar is dat waar? Op dit moment importeert Zwitserland voornamelijk betrouwbare kernenergie uit Frankrijk en steenkool- en gasstroom uit Duitsland. Aangezien Duitsland, zoals de meeste Europese landen, een netto-nul doelstelling nastreeft en onlangs zijn laatste kerncentrale heeft gesloten, kan deze import niet langer worden gegarandeerd.

Ook de beschikbaarheid van overtollige windenergie is niet gegarandeerd. In een onderzoek naar windenergie in heel Europa in oktober 2015 laten we zien dat windtekorten gelijktijdig kunnen optreden in de meeste landen in Europa, waardoor veel landen worstelen om schaarse of niet-bestaande voorraden veilig te stellen.[4]

Onze bevindingen omvatten tal van economische, sociale en veiligheidsrisico’s. Ten eerste leidt een op fotovoltaïsche energie gebaseerde elektriciteitsvoorziening in Zwitserland tot een toestand van constante volatiliteit voor opwekkers – elke dag, elk jaar en tussen elk jaar tot 2050. Deze volatiliteit wordt ook onderbroken door schokken, wanneer een kerncentrale wordt gesloten. Dit heeft gevolgen voor de totale voorziening, maar ook voor het vullen van de pompaccumulatiemeren. Bovendien zal, zoals we hebben gezien, de groeiende zonneproductie in de zomer geleidelijk waterkracht verschuiven naar de nachtelijke uren. In de winter, wanneer het binnenlandse aanbod zwak is, kan de import uitvallen. Dit kan leiden tot een sterke stijging van de elektriciteitsprijzen, instabiliteit van het elektriciteitsnet en stroomuitval.

Kunnen opslagfaciliteiten de volatiliteit compenseren?

Hoe kan de toenemende volatiliteit van de elektriciteitsvoorziening worden afgevlakt? Opslag van overtollige elektriciteit wordt vaak als de oplossing beschouwd. Vandaag de dag zijn pompaccumulatiemeren verreweg de grootste opslagfaciliteit. Meestal wordt overtollige kernenergie ’s nachts opgeslagen en de volgende dag tijdens de piekvraag weer vrijgegeven. In de zomer van 2050 zal de volgorde omgekeerd zijn: De overschotten van de dag zullen ’s nachts worden gebruikt.

Volgens het basisconcept van de Energiestrategie 2050 zijn er weinig of geen zomeroverschotten die in de winter kunnen worden gebruikt. Bovendien is seizoensopslag, ongeacht het opslagmedium (pompaccumulatiemeren, batterijen of waterstof), niet praktisch vanwege omvang en economische overwegingen en daarom geen optie.

Mogelijke opslagapparaten zijn echter batterijen die overdag worden gevoed door PV-installaties op Mediterrane breedtegraden en de volgende nacht worden gebruikt. Om rendabel te zijn, moeten de opslagfaciliteiten elke dag worden gevuld en geleegd. Als Zwitserland overtollige windenergie uit Duitsland wil importeren om de opslagplaatsen te vullen, is het mogelijk dat het daarna in Europa enkele dagen tot weken hard waait en de Zwitserse opslagplaatsen vol blijven. In dat geval zouden de pompaccumulatiecentrales enkele dagen of weken ongebruikt kunnen blijven, wat niet rendabel is zonder een aanzienlijke verandering in de prijsstructuur. Daarom is dit geen optie om seizoensgebonden en meerdaagse volatiliteit te compenseren.

Hoge Alpen-zonne-energie als redding?

Toen we voor het eerst hoorden over zonne-initiatieven in de hoge Alpen, zoals de testlocatie Davos-Totalp, beschouwden we deze als een onrealistische oplossing voor elektriciteitstekorten in de winter. We gingen ervan uit dat de Zwitsers nooit zo’n kwetsbare energiebron zouden gebruiken met zulke drastische en destructieve ingrepen voor het milieu. Maar nu er wat onderzoeksgegevens [5] beschikbaar zijn en het Zwitserse parlement zich blijkbaar heeft gehaast om het zonne-offensief goed te keuren en deze veronderstellingen niet langer opgaan, zouden dubbelzijdige zonnepanelen voorbij de wolken, omgeven door sneeuw, wel eens een belangrijke winst kunnen betekenen voor de winterlevering. Zulke verticaal gemonteerde panelen vangen zowel direct zonlicht op als zonlicht dat weerkaatst wordt door de sneeuw op de grond. Dit verhoogt de algehele productiviteit en verschuift de maximale productie van de zomer naar de lente.

Maar zoals met alle hernieuwbare energie is dit geen perfecte oplossing. De zon schijnt immers niet altijd in de hoge Alpen, en wat als het stormt in de Alpen? We gaan ervan uit dat het alpine PV-systeem dan gewoon wordt uitgeschakeld, mogelijk dagenlang. Uurgegevens van de testlocatie in Davos zouden informatie kunnen geven over de seizoensbetrouwbaarheid, maar tot nu toe hebben we dergelijke gegevens niet kunnen vinden.

Het gebrek aan binnenlandse energievoorziening in de winter en de weersonzekerheid blijven de grootste uitdagingen van de Energiestrategie 2050. In die zin kan het lage aandeel zonne-energie in januari 2017 dienen als een slecht scenario. Dit komt omdat 2017 een bijzonder slecht jaar was voor de winterproductie van zonne-energie in Zwitserland. In een normaal jaar is de verhouding van de zonnestroomproductie tussen juli en januari (Y/Y) ongeveer 6. Dit betekent: het potentieel van zonne-energie in de zomer is zes keer hoger dan in de winter. In 2017 was deze verhouding 12. Aangezien dit geval heel goed mogelijk is en dit echte gemeten waarden zijn, pleiten wij ervoor dat dergelijke stresstests, die ook rekening houden met weersgerelateerde moeilijke jaren, standaard zouden moeten zijn voor alle hernieuwbare energiesystemen.[6] Het Zwitserse energiesysteem moet immers ook onder zulke moeilijke omstandigheden robuust kunnen functioneren en voldoende elektriciteit kunnen produceren.

Samenvattend zou de energiestrategie in de zomer levensvatbaar kunnen zijn, hoewel er economische risico’s blijven bestaan. In de winter is het plan momenteel niet haalbaar en sterk afhankelijk van import, die mogelijk niet altijd beschikbaar is. Hoog-alpiene zonne-energie met of zonder opslag zou het probleem in de winter kunnen verlichten, maar de economische en milieukosten zijn nog onduidelijk.

***

1. Zie Nordmann (2019).

2. Zie Mearns en Sornette (2023).

3. Om het elektriciteitsnet in 2017 te reconstrueren, hebben we de uur-gegevens van de EU-instelling Entsoe gebruikt en geschaald naar de officiële gegevens van Swissgrid.

4. Zie Mearns en Sornette (2023).

5. Zie zhaw.ch.

6. Ter vergelijking: de SFOE gebruikt een verhouding juli/januari van ongeveer 6, wat een redelijke gemiddelde schatting is. De Axpo Power Switcher, die door veel analisten wordt gebruikt, gebruikt een juli-januari ratio van 2,4, wat impliceert dat de Zwitserse zonne-energiebronnen beter zijn dan die van Italië, wat natuurlijk misleidend is.

***

Bron hier.

***