FiPPS23 – Verbindlicher Photovoltaikstrom für die Schweiz, Update 2023

• Forschungsstelle: BFE
• Projektnummer: SI/502633
• Projekttitel Englisch: FiPPS23 – Firm PV Power Switzerland, Updates 2023

Kurzbeschreibung (Deutsch)

In der Studie «Firm PV Power Switzerland» vom Mai 2022 wurde die optimalen Abregelungs-Anteile der Photovoltaik für diverse Szenarien berechnet. Es wurden 6 Szenarien aus Basis der Energieperspektiven 2050+ berechnet. Die optimalen Anteile der Abregelung betragen 10-40% der Energie, die mit PV erzeugt würde. Auch Szenarien mit stark limitierter Anbindung zu EU wurden modelliert. Auch sie wären mit dem «Firm Power» Konzept handhabbar und zahlbar. Die Energiedebatte hat sich seit der Definition der Sub-Szenarien Anfang 2022 stark weiterentwickelt. Das Risiko der Winterstromlücke wird heute eher stärker gewichtet – auf Grund des Krieges in der Ukraine und der Situation bezüglich dem Rahmenabkommen. In dieser Studie wird das gleiche Optimierungsmodell angewendet. Wir ergänzen die Szenarien mit aktuellen Bedingungen – wie z.B. der Limitierung des Stromimports im Winterhalbjahr auf 4 TWh. Zudem würde der Wind stärker gewichtet und auch optimiert. Zudem würden die Auswirkungen von neuen und alten (nicht abgestellten) AKW’s modelliert.

Kurzbeschreibung (Englisch)

In the study "Firm PV Power Switzerland" from May 2022, the optimal shares of curtailment of photovoltaics were calculated for various scenarios. 6 scenarios were calculated on the basis of the Energy Perspectives 2050+. The optimal shares of curtail-ment are 10-40% of the energy that would be generated with PV. Also, scenarios with strongly limited connection to EU were modeled. They would also be manageable and affordable with the Firm Power concept. The energy debate has evolved greatly since the sub-scenarios were defined in early 2022. The risk of the winter power gap is weighted rather more heavily today - due to the war in Ukraine and the situation regarding the Framework Agreement. In this study, the same optimization model is applied. We supplement the scenarios with current conditions - such as the limitation of electricity imports in the winter half-year to 4 TWh. In addition, wind would be more included and also optimized. Furthermore, the impact of new and old (not shut down) nuclear power plants would be modeled.

Kurzbeschreibung (Französisch)

Dans l'étude "Firm PV Power Switzerland" de mai 2022, les parts de réglage optimales du photovoltaïque ont été calculées pour différents scénarios. Six scénarios ont été calculés sur la base des perspectives énergétiques 2050+. Les parts optimales de régulation représentent 10 à 40% de l'énergie qui serait produite par le photovoltaïque. Des scénarios avec une connexion fortement limitée à l'UE ont également été modélisés. Ils seraient également gérables et payables avec le concept "firm power". Le débat sur l'énergie a beaucoup évolué depuis la définition des sous-scénarios début 2022. Le risque de pénurie d'électricité en hiver est aujourd'hui davantage pris en compte, en raison de la guerre en Ukraine et de la situation concernant l'accord-cadre. Le même modèle d'optimisation est utilisé dans cette étude. Nous complétons les scénarios avec les conditions actuelles - comme par exemple la limitation des importations d'électricité à 4 TWh pendant le semestre d'hiver. En outre, le vent serait davantage pondéré et également optimisé. De plus, les effets des nouvelles et des anciennes centrales nucléaires (non arrêtées) seraient modélisés.

Schlussbericht (Deutsch)

In der Studie «Firm PV Power Switzerland» von 2022 wurde die optimalen Anteile der Ab-regelung der Photovoltaik für diverse Szenarien zur Schweizer Stromversorgung berech-net mit unterschiedlichen Anteilen an erneuerbarer Stromproduktion und verschiedenen Annahmen zur Energiespeicherung. Die optimalen Anteile der Abregelung von PV-Strom betrugen 10-30% bezogen auf die jährliche produzierte PV-Energie. Die durchschnittlichen Stromerzeugungskosten lagen im Bereich von 6-8 cts/kWh.
Die Energiedebatte hat sich seit Anfang 2022 stark weiterentwickelt. Das Risiko der Win-terstromlücke wird heute stärker gewichtet – auf Grund des Krieges in der Ukraine und der Situation bezüglich dem fehlenden Rahmenabkommen mit der EU. In dieser ergänzenden Studie wird das gleiche Optimierungsmodell angewendet. Wir ergänzen die Szenarien mit zusätzlichen politischen Bedingungen – wie z.B. der Limitierung des Stromimports im Win-terhalbjahr auf 5 TWh. Zudem haben wir den Zubau des Windes um 50% erhöht (auf 3 bis 6 TWh) und Szenarien mit Atomkraft ergänzt (1 GW Leistung). Die Wind- und Atom-energie würden damit ca. 5 % der jährlichen Stromproduktion liefern. Die neue Modellie-rung bestätigt die Resultate der ersten Studie. Die Kosten liegen weiterhin im Bereich von 7 bis 8.5 cts/kWh. Die Kostendifferenzen zwischen den 9 neuen Szenarien sind klein. Sie liegen im Streubereich der jährlichen Unterschiede und sind kleiner als die Unsicherheiten. Das bedeutet, dass alle modellierten Szenarien - mit oder weniger Wind und mit einem oder keinem Atomkraftwerk - umsetzbar sind und zu akzeptablen Strompreisen führen.
Obwohl Wind-, Atom- und «E-Fuels»-basierte Elektrizität in der Produktion teurer sind als PV in der Schweiz, senken diese die mittleren Kosten leicht. Dies weil sie vorab im Winter anfallen würden und damit den Bedarf an Überdimensionierung der PV senken würden.

Schlussbericht (Englisch)

In the study "Firm PV Power Switzerland" from 2022, the optimal shares of curtailment of photovoltaics were calculated for various scenarios for the Swiss power supply with differ-ent shares of renewable electricity production and various assumptions regarding energy storage. The optimal shares of PV-curtailment are 10-30% of the energy that would be generated with PV over the year. The average electricity generation costs were in the range of 6-8 cts/kWh.
The energy debate has evolved greatly since early 2022. The risk of the winter power gap is weighted rather more heavily today - due to the war in Ukraine and the missing Frame-work Agreement with the EU. In this complementary study, the same optimization model is applied. We supplement the scenarios with current conditions - such as the limitation of electricity imports in the winter half-year to 5 TWh. We have also increased the expansion of wind power by 50% (to 3 - 6 TWh) and added scenarios with nuclear power (1 GW capacity). Wind and nuclear energy would thus each supply each approx. 5% of annual electricity production. The new modelling confirms the results of the first study. The costs are still in the range of 7-8.5 cts/kWh. The cost differences between the 9 new scenarios are small, within the range of the year-to-year variations and lower than the uncertainties. This means, that all modelled scenarios - with more or less wind and a one or zero nuclear power station - will work and result in acceptable cost ranges.
Although wind, nuclear and e-fuels based electricity are significantly more expensive to produce than PV in Switzerland, they reduce the overall average production costs. This is because they would run primarily in winter and thus reduce the need for oversizing PV.

Zugehörige Dokumente

• Final Report [PDF] 5'705 kB

Schlussbericht (Französisch)

Dans l'étude "Firm PV Power Switzerland" de 2022, les parts optimales de la régulation du photovoltaïque ont été calculées pour divers scénarios d'approvisionnement en électricité en Suisse avec différentes parts de production d'électricité renouvelable et diverses hypo-thèses concernant le stockage de l'énergie. Les pourcentages optimaux d'arrêt s'élevaient à 10-30% de l'énergie qui serait produite par le PV au cours de l'année. Les coûts moyens de production d'électricité étaient de l'ordre de 6 à 8 cts/kWh.
Le débat sur l'énergie a considérablement évolué depuis le début de l'année 2022. Le risque de pénurie d'électricité en hiver est aujourd'hui plus important, en raison de la guerre en Ukraine et de l'absence d'accord-cadre avec l'UE. Le même modèle d'optimisation est utilisé dans cette étude supplémentaire. Nous complétons les scénarios par des conditions politiques supplémentaires, comme par exemple la limitation des importations d'électricité à 5 TWh pendant le semestre d'hiver. Nous avons également augmenté de 50% l'augmen-tation de l'énergie éolienne (à 3 - 6 TWh) et complété les scénarios avec de l'énergie nu-cléaire (1 GW de puissance). L'énergie éolienne et l'énergie nucléaire fourniraient ainsi environ 5% de la production annuelle d'électricité. La nouvelle modélisation confirme les résultats de la première étude. Les coûts se situent toujours dans une fourchette de 7 à 8,5 cts/kWh. Les différences de coûts entre les 9 nouveaux scénarios sont faibles,se si-tuent dans la fourchette des différences annuelles et sont inférieures aux incertitudes. Cela signifie que tous les scénarios modélisés - avec plus ou moins de vent et avec une ou aucune centrale nucléaire - sont réalisables et conduisent à des prix de l'électricité accep-tables.
Bien que la production d'électricité éolienne, nucléaire et à base de biocarburants soit net-tement plus coûteuse que celle de l'énergie photovoltaïque en Suisse, elle permet de ré-duire les coûts de production moyens globaux. Cela s'explique par le fait qu'ils fonctionne-raient principalement en hiver et réduiraient ainsi la nécessité de surdimensionner les ins-tallations PV.