FAQ

Wie wird sich der Strombedarf bis 2050 verändern?

Einerseits wird der heutige Stromverbrauch von 60 TWh/a sinken: durch Ersetzen von Elektroheizungen mit Wärmepumpen, durch effizientere Geräte und Beleuchtungen, die Strom sparen.
Anderseits wird der Stromverbrauch auch ansteigen: Wärmepumpen, die Öl-/Gasheizungen ersetzen, brauchen Strom. Mehr Elektrofahrzeuge ersetzen Benzin- und Dieselfahrzeuge.

Der Verband Schweizerischer Elektrizitätswerke VSE schätzt in seiner Studie «Energieversorgung der Schweiz bis 2050» (Dez. 2022), dass der Elektrizitätsverbrauch bis 2050 von heute 62 TWh/a auf 80 bis 90 TWh/a ansteigen wird. Auf den Diagrammen unter «Stromjahr Schweiz» geht Solalpine von 90 TWh/a Stromverbrauch 2050 aus. Darin enthalten ist eine Reduktion des heutigen Verbrauchs um 20%.

Wie gross werden einzelne alpine PV-Anlagen?

Die typischen Anlagen werden zwischen 5 und 100 MW Leistung erreichen. Dafür benötigen sie eine Fläche an PV-Modulen von 2.2 bis 45 ha, was einer Terrainfläche von 4.5 bis 120 ha, oder 0.05 bis 1.2 km²entspricht. Je nach Hangneigung und –ausrichtung kann das benötigte Terrain für die gleiche Modulfläche grösser oder kleiner sein.
1ha = 100m x 100m = 10'000 m² = 0.01km²1MW Leistung Alpen-PV bedarf einer Terrainfläche von 110mx110m oder 0.012 km².

Wie viele und wo sollen die alpinen PV-Anlagen entstehen?

Um die Frage zu beantworten, ist ein Szenario nötig, wie der Strom erzeugt wird. Ein mögliches: Mit einem PV-Mix von 35 GWp auf Bauten und 20 GWp in den Alpen sowie einer Verschiebung der Wasserkraftreserven von März-April nach Dezember bis Februar verbleibt eine minimale Winterlücke von 4 TWh, die durch Import von Windstrom oder erneuerbaren Brennstoffen gedeckt wird, wie wir dies auf solalpine.ch im Diagramm Stromjahr Schweiz darstellen.

Wie viele alpine PV-Anlagen:
Für die erwähnten 20 GWp Leistung durch Alpen-PV sind 100 km² PV-Module oder 200 bis 300 km² Terrainfläche erforderlich. Wie viele Anlagen wird das etwa geben? Bei z.B. 100 MW mittlerer Leistung sind es für 20 GWp ca. 200 Anlagen à rund 1km x 1km.

Wo sind die Standorte:
Diese Anlagen werden bevorzugt auf nebelfreien Abhängen mit maximal 30 Grad Neigung und einer Ausrichtung von Süd-Ost bis Süd-West installiert. Damit werden Lawinen und Steinschlag vermieden und ein hoher Anteil an Winterstrom erreicht.

Zu Beginn des Solarexpress, ab 2022, wurden bevorzugt Standorte über 2000m.ü.M. evaluiert. Wegen den grossen Schneehöhen resultieren hier meist hohe Baukosten. Seit Ende 2024 werden tiefer gelegene Standorte bevorzugt. Neben den viel kleineren Schneehöhen sind auch die bessere Zugänglichkeit für LKWs, naher Netzanschluss und kurze Winter vorteilhaft. Umgekehrt sind die notwendigen Entschädigungen für den Bauern höher, da die Einschränkung der hier intensiveren landwirtschaftlichen Bearbeitung durch die PV-Anlage grösser ist. Insgesamt erreichen diese Standorte aber günstigere Stromkosten.

Ein Vergleich:
Die 200 bis 300 km² Terrainfläche für Alpen-PV entsprechen 10-15% der seit Beginn des letzten Jahrhunderts aufgegebenen und dann vergandeten Alpweiden. Vergandung (Verbuschung) führt zu Biodiversitätsverlust.

Nebelfreie Abhänge gibt es auch im Jura und z.B. im Wallis sogar bis hinunter in die Talsohlen. In geringeren Höhen sind die landwirtschaftlichen Erträge aber viel höher sind als auf den Alpen. Deshalb ist die Doppelnutzung nur mit einer minimalen Schwächung oder sogar Förderung der landwirtschaftlichen Erträge wünschbar. Hier spricht man auch von Agri-PV.

Wie können PV auf Gebäuden im Mittelland und Alpen-PV das Winterdefizit decken?

Szenario Gebäude PV allein:
Das Bild im Kapitel «Modell Stromversorgung Schweiz 2050 - mit Winterlücke» zeigt, dass auch bei Nutzung des gesamten PV-Potentials der Dächer von 50 GWp im Winter ein grosses Strom-Defizit von 15 TWh bleibt, trotz grossem Überschuss im Sommer.

Szenario Gebäude-PV und Alpen-PV zusammen:
In Bild «Modell Stromversorgung Schweiz 2050 - mit erneuerbarem Energiemix» sind nur noch 70% des Potentials auf Dächern (nämlich 35 GWp) eingerechnet. Ergänzt durch 20 GWp alpine PV-Anlagen. Dank deren hohem Winteranteil wird die Winterlücke so fast vollständig geschlossen. Deshalb sind beide Anlagearten dringend notwendig: Photovoltaik auf Bauten sowie in den Alpen.

Durch eine zusätzliche Verschiebung der Speicherwasserkraftreserven von März-April nach Dezember bis Februar verbleibt ein kleines Strom-Defizit von etwa 4 TWh. Dieses kann unter anderem mit Überschuss aus europäischen Windkraftwerken und importiertem erneuerbarem Brennstoff geschlossen werden. (4 TWh erfüllen die Vorgaben des Stromversorgungsgesetzes, angenommen am 9.6.2024).

Der Ertrag in den Alpen ist gross: Ein PV-Modul auf 2500 m Höhe leistet im Winterhalbjahr 3 bis 4 mal mehr als im Mittelland.

Kann der PV-Strom den Bedarf auch nachts decken?

Ist die erzeugte Tagesproduktion kleiner als der Verbrauch in 24 Stunden, kann der Überschuss während der Sonnenstunden mit Batterien bis zum nächsten Morgen gespeichert werden.

Diese Kurzzeitspeicherung ist gemäss unseren Schätzungen mit verhältnismässigen Kosten von 4 bis 8 Rp./kWh** möglich. Teilweise können dafür auch die Batterien der Elektroautos dienen, was die Tag-/Nacht-Speicherung weiter verbilligt.

Beispiel Winter:
Im Winter ist der Strom knapp, wegen kurzer Sonnenscheindauer und erhöhtem Verbrauch.
Im Jahr 2050, mit angenommenem PV-Mix von 35 GWp auf Bauten und 20 GWp in den Alpen würden an einem sonnigen Tag maximal 240 GWh erzeugt (Annahme Mittelland 4 kWh/kWp/d, Alpen 5 kWh/kWp/d).

Der tägliche (also 24 stündige = Tag- und Nachtzeit) Stromverbrauch der Schweiz im Winter beträgt aktuell ca. 170 GWh (sh. Bild), bis 2050 dürfte er auf etwa 260 GWh ansteigen* – der tägliche Stromverbrauch wird also die maximal anfallende Produktion der Solaranlagen übersteigen. Entsprechend wird der Überschuss während der Sonnenstunden tagsüber immer bereits in der Folgenacht verbraucht und lässt sich deshalb mit Batterien zu verhältnismässigen Kosten speichern.

* Entsprechend dem gewählten Szenario der Verbrauchszunahme von heute 60 GWh/a auf 90 GWh/a im Jahr 2050.

Bild aus Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2021, Belastungsverlauf am 15.12.2021. Der Verbrauch des Landes ohne Pumpen liegt im Durchschnitt bei etwa 7 GW, was in 24 Stunden etwa 170 GWh entspricht.

**Annahmen:

150 Fr./kWh/200 d/a/20a = 3.8 Rp./kWh (Investition 150 Fr./kWh, 200 Ladungen pro Jahr, 20 Jahre Lebensdauer); bei Amotisationszeit 15 a = 5 Rp./kWh, bei Zusatz. 4% Zins = 6.5 Rp./kWh. Der Faktor 2 ist auch eine klare Aussage zur Genauigkeit.
Aktuell liegen die günstigsten Angebote für kleine Stationärbatterien bei 250 Fr./kWh. Für Grossanlagen in 5 bis 10 Jahren scheinen 150 Fr./kWh realistisch.

Können die Batterien der künftigen E-Autos den Überschussstrom vom Tag zur Nacht speichern?

Mit einem für das Jahr 2050 angenommenen PV-Mix von 35 GWp auf Bauten und 20 GWp in den Alpen würden an einem Sonnentag im Winter maximal 240 GWh erzeugt (Annahme Mittelland 4 kWh/kWp/d, Alpen 5 kWh/kWp/d). Hiervon würden während der Tagesstunden etwa 100 GWh verbraucht. Für die Nacht müssten also 140 GWh gespeichert werden.

Fahren im Jahr 2050 alle 4.8 Millionen heute im Verkehr stehenden Personenwagen elektrisch mit Batterien von durchschnittlich 75 kWh, ergibt dies eine gesamte Batteriekapazität von 360 GWh. Kann hiervon durchschnittlich 25% als Netzspeicher eingesetzt werden, ergibt das eine Kapazität von 90 GWh.

Die Autobatterien könnten also etwa 65% der erforderlichen Kapazität von 140 GWh bieten. Der Rest muss mit Stationärbatterien resp. Pumpspeichern abgedeckt werden.

Allerdings ist Voraussetzung, dass sich ein grosser Teil der Autos für diese Aufgabe einsetzen lässt, d.h. sie müssen tags und nachts zumindest einige Stunden an das Stromnetz angeschlossen werden. Auch muss der Besitzer bereit sein, am Morgen nicht über die maximale Reichweite seines Autos zu verfügen.

Die Batterien der Autos könnten einen grossen Teil der maximal erforderlichen Kapazität an Tag-/Nachtspeichern übernehmen.

Wie wird die Versorgung im Winter während 1-2 Wochen Schlechtwetter sichergestellt?

Die bestehenden Speicherwasserkraftwerke können jederzeit den gesamten Bedarf der Schweiz decken. Dazu verfügen sie über genügend Leistung. Sie verfügen aber nicht über genügend Kapazität, um den Bedarf während eines ganzen Winters zu decken. Heute reicht es nur für etwa ¼ des Bedarfs, also für etwa 6 Wochen, und künftig, beim erwarteten grösseren Verbrauch, für noch etwa 4 Wochen.

Deshalb müssen andere erneuerbare Quellen im Winter mindestens ¾ des Bedarfs abdecken. Im Szenario mit 35 GW PV auf Hausdächern und 20 GW in den Bergen wird dies mit Solarstrom erreicht.

Genügt Energiesparen nicht als Variante zur Alpen-PV?

Energiesparen allein wird nicht genügen. Es hilft aber. Wir sind von der eher optimistischen Annahme einer Einsparung von 20% des heutigen Verbrauchs ausgegangen, d.h. rund 12 TWh.

Um dem Netto-Null-Ziel zu den Klimagasemissionen des Klima- und Innovationsgesetzes gerecht zu werden, müssen die heute für Heizungen und Verkehr eingesetzten fossilen Brenn- und Treibstoffe durch Elektrizität ersetzt werden.

In den zehn Jahren vor 2019, also vor Corona, wurde der Stromverbrauch um insgesamt nur 2.6% reduziert. Selbst, wenn es gelingen sollte, den Verbrauch der heutigen Stromnutzer bis 2050 um 20% (-12 TWh) zu senken, genügt das bei weitem nicht, um den erwarteten Anstieg für die Elektromobilität (+18TWh) und den Ersatz fossiler Heizungen in Bauten und Industrie durch Wärmepumpen und Elektroheizungen (+24TWh, mit Einrechnung einer Einsparung von ebenfalls 20% des bisherigen Bedarfs) und den Wegfall der Kernkraftwerke (-20TWh) zu kompensieren.

Kann PV auf Landwirtschaftsflächen im Mittelland die Alpen-PV ersetzen?

Nein. Für PV-Anlagen im Mittelland ist es unerheblich, ob sie auf Bauten oder auf landwirtschaftlichen Flächen und in grossen oder kleinen Einheiten angeordnet sind. Beide liegen im Mittelland im Winter oft unter einer Nebeldecke. Vorteil der Alpen-PV ist das grosse Angebot an Sonnenstrahlung im Winter.

Nebelfreie Abhänge gibt es auch im Jura und z.B. im Wallis sogar bis hinunter in die Talsohlen. In geringeren Höhen sind die landwirtschaftlichen Erträge aber viel höher als auf den Alpen. Deshalb ist die Doppelnutzung nur mit einer minimalen Schwächung oder sogar Förderung der landwirtschaftlichen Erträge wünschbar. Hier spricht man auch von Agri-PV.

Auch in den Bergen werden steinige Flächen bevorzugt, die für die Alpwirtschaft geringeren Nutzen haben.

Wieviel kostet der Strom der Alpen-PV?

An Standorten über 2000m Höhe ist mit Investitionen von 2800 bis zu 6000 Fr./kWp zu rechnen. Den dominanten Kostenanteil bildet die Unterkonstruktion der PV-Module, die allerdings für zwei bis drei Generationen von PV-Modulen genutzt werden kann. Die Module selbst sind nur für 4 bis 8% der Kosten verantwortlich.

Der Jahresertrag der Anlagen über 2000m wird bis 1800 kWh/kWp erreichen, der Winteranteil bis 850 kWh/kWp. Einschliesslich Kapitalzins, Unterhalt und Baurechtszins werden sich Stromkosten um 16 Rp./kWh ergeben – oder um 30 Rp./kWh bezogen allein auf den Winterstrom.

Selbst an den besten Standorten sind solche Anlagen ohne Subventionen angesichts der wiederum tiefen Strommarktpreise wirtschaftlich nicht rentabel. Die hohe Versorgungssicherheit alpiner PV wird vom Konsumenten nicht speziell entschädigt, sondern in jedem Fall vorausgesetzt.

Deutlich interessantere Standorte finden sich um 1000m mit nur halb so hohen Stromkosten.

Wer trägt die Kosten des Anschlusses einer PV-Anlage an das Verteilnetz?¹⁾

Der Anlagenbetreiber. Er finanziert für seine neuen PV-Anlagen den elektrischen Anschluss an das bestehende Verteilnetz selber, vorbehältlich von Förderbeiträgen. Der Netzanschluss (Leitungen, Transformatoren) ist also Teil der PV-Anlage, nicht des Verteilnetzes.

¹⁾ Text: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Warum muss das Verteilnetz verstärkt und ausgebaut werden? ¹⁾

Das Verteilnetz muss verstärkt und ausgebaut werden, weil neu viele dezentrale Erzeuger, wie PV-Anlagen mit hohen Leistungen, ins Netz einspeisen und viele neue Verbraucher, wie Ladestationen und Wärmepumpen, Leistung aus dem Netz beziehen. Da die maximalen Einspeiseleistungen oft auch trotz intelligenten Steuerungen nicht gleichzeitig und auch nicht am gleichen Ort auftreten wie die Verbrauchsleistungen, und weil die Stromrichtung einen Einfluss auf die Spannung hat, sind beide Stromrichtungen für die Netzdimensionierung relevant.

Dabei muss das Netz so ausgelegt sein, dass es auftretende Bezugs- und Einspeiseleistungen zu jedem Zeitpunkt über mehrere Jahre oder gar Jahrzehnte hinaus liefern bzw. aufnehmen kann und die Spannungen bei beiden Stromflussrichtungen im Normbereich bleiben.

Netzausbauten sind teuer und dauern lange. Die künftig geforderten Bezugs- und Einspeisesituationen der Netznutzer müssen deshalb eingeplant werden.

¹⁾ Text: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Wie stark müssen die Netze ausgebaut werden und wieviel kostet das? ¹⁾

Der Netzbetreiber muss den Netzausbau Jahre im Voraus planen und vorantreiben und dabei die möglichen künftigen Bedürfnisse in Szenarien berücksichtigen. Am aufwendigsten ist dabei der Ausbau der Niederspannungsebene und Endverteilung in den Quartieren zu den einzelnen Anschlussnehmern. Auch die Spannungshaltung ist hier am schwierigsten sicherzustellen. Durch Limitierung der Einspeiseleistung im Sommer können die Kosten für den Netzausbau reduziert werden. Im Winter kann trotzdem deren volle Leistung genutzt werden.

In der Vergangenheit wurden bereits rund 1.5 Mrd. Franken jährlich in die Netze investiert. Für die zukünftigen Bedürfnisse (Einspeiseleistungen im Sommer und Bezugsleistungen im Winter) geht man, trotz intelligenten Massnahmen wie die Leistungslimitierung, von einer Verdoppelung der Netzkosten aus. Insgesamt wird in den nächsten 20-30 Jahren mit 40 bis 80 Milliarden Franken und damit mit 50% bis 100% höheren Netzkosten als bisher gerechnet.

¹⁾ Text: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Wie unterscheiden sich die Netzausbaukosten bei grossen alpinen PV-Anlagen von Gebäude-PV-Anlagen? ¹⁾

Für grosse alpine PV-Anlagen liegen die grossen Netz-Investitionen beim Anschluss an das bestehende Netz. Diese Kosten trägt der Produzent selber. Der Grund: Da alpine Gross-Anlagen an einer höheren Netzebene (Mittel- oder Hochspannung) angeschlossen werden, entfällt eine Netzverstärkung (Netzausbau) der untersten Niederspannungsebene. Wie das bei Gebäude-PV nötig ist.

Hinzu kommt: Da alpine PV-Anlagen zur Produktion auf den Winterstrom steiler ausgerichtet sind, speisen sie im Sommer im Vergleich zu den meisten Anlagen auf Dächern weniger Leistung ein. Sie tragen damit weniger zum Stromüberschuss im Sommer bei. Die Leistungslimitierung (Peak Shaving) der hohen Einspeiseleistungen im Sommer erfolgt bei diesen Anlagen also schon durch ihre Ausrichtung.

Für den Anschluss von alpinen Gross-PV-Anlagen ist hingegen ja nach Standort eine Verstärkung oder ein Ausbau der Mittel- und Hochspannungsebene nötig.

¹⁾ Text: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Muss das Netz auch für Anlagen auf bestehenden Gebäuden verstärkt werden? ¹⁾

Ja. Auch wenn bei den Gebäudeanlagen meist ein lokaler Verbrauch die Einspeiseleistung reduziert, werden an vielen Tagen und Stunden im Sommer die Einspeisungen den gleichzeitigen Verbrauch um ein Vielfaches übersteigen. Das bewirkt bei zu wenig ausgebauten Netzen eine zu hohe Spannung.

Für die vielen dezentralen Einspeisungen auf Bauten ist lokal bereits heute und vor allem künftig ein wesentlicher Netzausbau notwendig, genauso wie in Zukunft vermehrt auch für die neuen Stromverbraucher Elektromobilität und Wärmepumpen.

Wegen der Spannungshaltung sind die maximal auftretenden Netzleistungen in beide Stromrichtungen relevant, d.h. die maximale Bezugs- und Einspeiseleistung.

Eine zu tiefe Spannung ergibt sich durch hohe Bezugsleistungen an dunklen und kalten Wintertagen, wenn die PV-Anlagen nichts produzieren. Eine zu hohe Spannung resultiert bei hohen Einspeiseleistungen im Sommer, wenn der Verbrauch gleichzeitig klein ist.

Die Anteile von Bezug und Produktion können örtlich stark variieren. Für die Spannungshaltung sind deshalb die lokalen Verhältnisse entscheidend, weshalb auch der Ausbaubedarf lokal sehr unterschiedlich sein wird.

¹⁾ Text: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Kann der Netzausbau durch intelligente Massnahmen reduziert werden? ¹⁾

In kleinem Mass ja. Die Benutzer entscheiden mit ihrem Verhalten mit, wie gross der Netzausbau wird. Einerseits steigt der Strombedarf in Zukunft wegen zunehmender Elektrifizierung an. Andererseits können Anreize über Tarife und Flexibiltätsentschädigungen an die Benutzerinnen zu einem reduzierten Netzausbau beitragen.

Massnahmen, um den Netzausbau zu reduzieren, sind Einschränkungen der maximalen Bezugs- oder Einspeiseleistung zu Hochlastzeiten.

Bei der Einspeisung wird eine Limitierung der Leistungen im Sommer über Mittag sinnvoll sein. Dann wird Strom in Zukunft europaweit ohnehin im überfluss verfügbar sein und die Strompreise oft sogar negativ werden. Ist diese Einspeise-Limitierung flächendeckend, dauerhaft und garantiert erreichbar, kann der Netzausbau auf die reduzierten Maximalleistungen geplant werden.

Bei der Bezugsleistung ist eine Limitierung der Leistung schwieriger, da die Höchstlasten im Winter während Kältephasen auftreten und jede Limitierung das Verhalten der Endverbraucher stark beeinflusst. Eine für den Netzausbau nennenswerte Reduktion der Bezugsleistung würde die dauerhafte Akzeptanz und Mitwirkung der Kunden voraussetzen. Mit geeigneten Anreizen über Tarife und Flexibilitätsentschädigung ist eine kleine Optimierung der Bezugsleistungen erreichbar.

¹⁾ Text: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Wie stark werden Alpweiden beim Bau alpiner PV-Anlagen in Mitleidenschaft gezogen?

Ein Teil der Anlagestandorte im alpinen Gebiet befindet sich auf landwirtschaftlich uninteressanten Flächen, wie Geröllfeldern. An den bewirtschafteten Standorten ist die Grasnarbe dünn und entsprechend empfindlich. Wie stark sie durch die Bauarbeiten beeinträchtigt wird, hängt von der Baumethode, aber auch von der Anzahl und Länge der nötigen Kabelkanäle ab.

Beim Bau der ersten Testanlagen haben sich Handbohrgeräte als speziell schonende Methode gezeigt. Zudem hat sich für den Materialtransport von einem Montageplatz auf der Alp zum Standplatz der Module der Helikopter als schonendste Methode erwiesen. Der offensichtliche Vorbehalt gegenüber dem hohen Treibstoffverbrauch der Helikopter ist in diesem Fall falsch – für diese kurzen Wege ist der Treibstoffverbrauch, verglichen mit dem Energieinhalt zur Herstellung der PV-Module, vernachlässigbar klein. Für den Materialtransport vom Tal zur Alp ist eine provisorische Seilbahn die schonendste Methode, ähnlich wie sie in der Forstwirtschaft verwendet werden.

Ist eine Doppelnutzung des Terrains für Voralpen-PV und die Landwirtschaft möglich?

Auch an tieferen Standorten werden die Module zur Maximierung des Winteranteils steil aufgestellt. Dies hilft der Landwirtschaft durch einen kleinen Anteil des beschatteten Bodens und grosse Abstände zwischen den Reihen. Dies ist eine Form von Agri-Photovoltaik*.

Die tiefere Anordnung der Modulunterkanten reduziert die Baukosten stark, schränkt aber auch die Variation der möglichen Nutzpflanzen ein. Der hochwachsende Mais entfällt. Ob die Bauern tatsächlich weiterhin schwere Maschinen einsetzen werden, ist heute aufgrund des Risikos von Beschädigungen noch offen. Passende Lösungen werden gesucht.

Zur Agri-Photovoltaik sh. auch Leitfaden des Fraunhofer Instituts für solare Energiesysteme, ISE, 2024

Wie viel Fläche verbraucht Alpen-PV im Vergleich zu anderen Energiequellen?

Relevant beim Flächenvergleich sind die Energieproduktion auf der Fläche, die bleibende Nutzbarkeit während der Produktion für andere (Tiere, Pflanzen, Landwirtschaft) und der Aufwand für die Wiederherstellung der Fläche.

Mit 100 km² Modulfläche, resp. 200 bis 300 km² Terrainfläche könnten 60% des heutigen Stromverbrauchs gedeckt werden. Diese Terrainfläche entspricht übrigens 10 bis 15% der seit Beginn des letzten Jahrhunderts vergandeten Alpweideflächen. Alpen-PV wird auch auf diesen vergandeten, bereits verlorenen Flächen für die Alpwirtschaft entstehen, diese allenfalls für die Alpwirtschaft wiederbeleben.

Wichtig ist: Flächen unter PV-Modulen bleiben auch für andere Nutzungen verfügbar. So kann Vieh dank der lichten Höhe über dem Boden von mindestens drei Metern weiterhin ungehindert zirkulieren. Gras wächst wie bis anhin, die Biodiversität wird erhalten, weil Vergandung durch die äsenden Tiere verhindert wird.
Alpine PV-Anlagen lassen sich nach Ablauf der Lebensdauer vollständig demontieren. Eine Renaturierung ist nicht nötig.

Die Förderung fossiler Brennstoffe kann riesige Abbaugebiete erfordern, mit drastischen Folgen für die Umwelt, wie das Beispiel des Braunkohletagebaus in Deutschland zeigt.

Seit Beginn des Kohleabbaus wurden in Deutschland dafür insgesamt 1800 km² Fläche* beansprucht.
Die Renaturierung solcher Tagbauflächen ist zeitintensiv und teuer.

Der wichtigste Vorteil der PV gegenüber den fossilen Brennstoffen liegt aber selbstverständlich beim fehlenden Ausstoss an CO₂.

https://de.wikipedia.org/wiki/Braunkohlebergbau

Wie gross ist das Potential der Windenergie als Alternative und Ergänzung der Alpen-PV?

Die Windkraft ist speziell geeignet zur Deckung der Winterstromlücke, denn sie erzeugt zwei Drittel ihrer gesamten Produktion im Winter. Gemäss Berechnungen von Suisse Eole, der Schweizerischen Vereinigung für Windenergie, könnten 20% des Strombedarfs der Schweiz im Winter mit CO₂-freiem Windstrom gedeckt werden.

Eine Studie im Auftrag des Bundesamts für Energie (https://www.newsd.admin.ch/newsd/message/attachments/72771.pdf) attestiert der Windkraft ein Potenzial von knapp 30 TWh pro Jahr, also der Hälfte des heutigen Strombedarfs der Schweiz. Liessen sich 30 Prozent davon tatsächlich realisieren, was rund 1'000 Anlagen entsprechen würde, würde die Windenergie rund 9 TWh pro Jahr beitragen, d.h. 6 TWh im Winter. Dies entspricht 20% der im Kapitel «Modell Stromversorgung Schweiz 2050 - mit erneuerbarem Energiemix» dargestellten Produktion der Solaranlagen auf Bauten und in den Alpen.

Allerdings ist die Schweizer Bevölkerung gegenüber Windrädern skeptisch. Das wird den weiteren Ausbau der bisher erst minimal vorhandenen Kapazität weiterhin bremsen.

Das Argument über verunfallte Vögel
Die Abnahme der Vögelpopulation ist evident und problematisch. Windräder sind als Ursache aber völlig vernachlässigbar im Vergleich zu Katzen, Bauten und Verkehr, selbst bei einem massiven Ausbau der Windenergie.

Gemäss der einzigen Schweizer Studie aus dem Jura mit 150 m hohen Windrädern verunfallen vor allem kleine Vögel auf dem Durchzug. Kollisionen mit Greifvögeln wurden keine festgestellt. Jährlich verunfallten etwa 21 Vögel pro Windrad. Die maximal 1000 erwarteten Windräder würden also jährlich zu rund 20’000 verunfallten Vögeln führen. Vergleich: in der Schweiz sterben laut der Schweizerischen Vogelwarte mehrere Millionen Vögel pro Jahr wegen Kollisionen mit Glasfassaden. Die Anzahl getöteter Vögel durch Katzen wird auf 2 Millionen geschätzt.

Also 100 Mal mehr allein durch Schweizer Katzen und dazu auch hundertfach durch Glasflächen in der Schweiz als durch 1000 Windräder.

Gemäss Birdlife International sind 75 % der Vogelarten durch den Klimawandel bedroht. Windräder tragen mit ihrem CO₂-neutralen Strom aber wesentlich zur Abschwächung des Klimawandels bei (https://www.energieschweiz.ch/erneuerbare-energien/windenergie/). Und würden dem Vogelsterben so entgegenwirken.

Die Schweiz mit wenig Windkraft

Stand 2019, https://suisse-eole.ch/wp-content/uploads/2022/09/8037-EnergieSchweiz-Broschuere-805.240-Windstrom-WEB-DE-low.pdf

Sind andere Stromerzeugungsarten in nützlicher Frist zu erwarten?

Die Schweiz hat sich verpflichtet, klimaneutral zu werden, d.h. die fossilen Brennstoffe durch CO₂-freie Energien zu ersetzen. (Netto-Null-C0₂2050 (Energiegesetz) und Pariser Klimaschutzabkommen)
Brennstoffe können also nur noch eingesetzt werden, wenn sie klimaneutral sind. Dazu kommen nur Holz oder durch Sonnen-, Wind- oder Kernenergie erzeugter Wasserstoff, Methan oder Methanol in Frage.

Aus Sonnen- oder Windenergie hergestellte Brennstoffe werden als «grün» bezeichnet.

Das in der Schweiz verfügbare Brennholz ist bereits weitgehend genutzt, neue Anwendungen sind deshalb kaum mehr möglich.

Die Schweiz hat in einer Volksabstimmung 2017 den Bau weiterer Kernkraftwerke verboten. Heute werden aber wieder neue Kernkraftwerke gefordert, da neue Kraftwerke auf der Basis von Uran sicherer geworden sind und auch im Winterhalbjahr CO₂-freien Strom liefern. Zudem versprechen kleinere Kraftwerke auf der Basis von Thorium einen inhärent sicheren Betrieb und Abfälle mit Lebensdauer von einigen hundert Jahren gegenüber einigen hunderttausend bisher. Bis ein neues Kernkraftwerk am Netz wäre, würde es aber vermutlich mindestens 20 Jahre dauern, zu lange angesichts des erwarteten raschen Verbrauchsanstiegs und dem nahenden Ende der bestehenden. Zudem wird jede Form von Bandenergie künftig wirtschaftlich einen schweren Stand haben, weil Sonnen- und Windenergie während eines grossen Teils des Jahres den gesamten Bedarf zu tiefen Kosten decken.

Die Umwandlung von Elektrizität in Wasserstoff ist mit 30 bis 40% Verlusten verbunden und dessen Rückumwandlung in mechanische Energie, d.h. in Elektrizität oder in Antriebsenergie für Fahrzeuge, mit weiteren 40 bis 50%. Insgesamt gehen bei diesem Umweg von Elektrizität über Wasserstoff zurück zu mechanischer Energie also mindestens 2/3 der Energie verloren.
Diese verlustreiche Prozesskette ist von Interesse, wenn die anfallende Elektrizität aus Überschuss stammt, also nicht direkt weiter verwendbar ist und darum über längere Zeit gespeichert werden müsste oder sogar ungenutzt bliebe. Ein Überschuss in grösserem Umfang wird eintreten, wenn jeden Sommer während einer genügenden Stundenzahl nicht anders nutzbarer Strom aus Solar- und Windanlagen anfällt, damit sich die aufwendigen Installationen auch amortisieren lassen.

Auch im Falle sehr günstiger, weit vom Verbraucher liegender Stromquellen, wie mit PV-Grossanlagen in der Wüste, ist die Herstellung von Wasserstoff trotz der Verluste interessant, weil er sich mit Pipelines transportieren lässt wie Erdgas.

Voraussichtlich wird dieser Wasserstoff primär als Treibstoff für Lastwagen dienen. Oder er wird nach einer weiteren, mit zusätzlichen Verlusten verbundenen Umwandlung in Methanol, für Flugzeuge und Schiffe eingesetzt werden.

Wichtiger für die Stromversorgung im Winter dürfte der Import von Windstrom-Überschuss aus den umliegenden europäischen Ländern werden. Dieser wird aber nur an Tagen mit starkem Wind verfügbar sein und nur, wenn die Netzkapazität von Strom aus dem windreichen Norden realisiert werden kann. Von den insgesamt nötigen 13'600 km Netzausbauvorhaben in Deutschland sollen bis Ende 2030 nahezu 10'000 km genehmigt werden und in Betrieb gehen*.

* Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, «Ein Stromnetz für die Energiewende»

Ist Landschaftsschutz möglich mit ausgebauter Energieversorgung?

Kohleabbaugebiete zeugen davon, wie massiv in die Landschaft eingegriffen werden muss, um die fossile Energieversorgung zu betreiben. Tagbau zerstört die Natur vor Ort. Natürlich kann sie renaturiert werden, allerdings mit enormem Aufwand – und ökologisch riesigem Fussabdruck.

Hochspannungsleitungen werden grossflächig als notwendig geduldet. Atomkraftwerke beeinflussen die Landschaft auch mit Kühltürmen nur in beschränktem Umkreis. Deren Betrieb und die Lagerstätten der radioaktiven Abfälle tolerieren aber keine Ausnahmeeinwirkungen durch Mensch oder Natur. Die Folgen können fatal sein.

Die Energieversorgung der Zukunft hat begonnen. Sie fusst auf erneuerbaren Energiequellen; Solar-, Wind- und Wasserkraft sowie Wärmepumpen sind die wichtigsten Vertreterinnen.* Oft ist auch hier ein Eingriff in die Natur erforderlich, und die Diskussion, was erlaubt sein soll und was nicht, ist wichtig.

* sh. z.B. NZZ, 16.1.24, Wo Europa bei den Klimazielen steht und was das für 2024 bedeutet, Der Anteil der Erneuerbaren nimmt stetig zu und Treibhausgasemissionen fallen. (https://www.nzz.ch/wissenschaft/ein-neues-jahr-wo-steht-europa-bei-den-klimazielen-ld.1773849)

«Als falsch betrachte ich die Haltung, die den Landschaftsschutz über die Notwendigkeit stellt, die Energieversorgung auf 100% erneuerbar umzubauen. So hart es klingt: Schaffen wir es nicht rechtzeitig, die globale Erwärmung einzudämmen, werden wir uns an der Landschaft nicht mehr erfreuen können. Die Frage lautet also: Wie gestalten wir die klimaneutrale Energieversorgung mit möglichst geringen Eingriffen in die Natur?»

Christof Drexel, 24.8.21 in powerewz.ch (https://www.powernewz.ch/rubriken/versorgungssicherheit/energiewende-eingriffe-in-die-natur/)

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Schadet Alpen-PV der Biodiversität?

Dazu Auszüge aus dem Interview mit Boris Previšic, Professor für Literatur- und Kulturwissenschaften an der Universität Luzern und Direktor des Urner Instituts Kulturen der Alpen, in der NZZ vom 7.2.24:

Mit den Solaranlagen im Gebirge betreiben wir wertvollen Klimaschutz, indem wir höchst effizient die Winterstromlücke schliessen und – neben der Windkraft aus Europa – einen zentralen Beitrag zum Ersatz der fossilen Energieträger öl, Gas und Kohle leisten. Gleichzeitig können wir die nächsten Jahre die Biodiversität im Alpenraum erhöhen, wenn wir es klug und ohne ideologische Scheuklappen anstellen.

So könnten alpine Solaranlagen etwa dazu beitragen, dass umliegende Alpwirtschaften wieder in der traditionellen Nutzungsintensität betrieben werden können. Energieerzeuger können dazu verpflichtet werden, die nahen Alpwirtschaften mit Strom und Wasser zu versorgen. Mit der neu verfügbaren Elektrizität kann Wasser aus tieferen Lagen für die Tränke der Weidetiere hochgepumpt werden. Die Verbuschung durch Grünerlen und weiteres Buschwerk reduziert die Biodiversität massiv. Gelingt es uns, diese Alpwirtschaften wieder auf traditionelle Weise zu beweiden, erhöhen wir die Biodiversität. Dank Solaranlagen in den Alpen hätten wir noch eine Chance, unsere Bergwelt in ihrer Schönheit zu erhalten und Biodiversität wirklich zu schützen.

Ein immenses Biodiversitätsproblem haben wir allerdings an einem anderen Ort: bei den Gewässern. Wilde und frei fliessende Gewässer sind bei uns sehr selten geworden. Alpine Solaranlagen könnten bewirken, dass die Elektrizitätswirtschaft auf den weiteren Ausbau der Laufwasserkraftwerke, insbesondere der Kleinwasserkraftwerke, verzichtet und langfristig sogar besonders invasive zurückbaut.