«Es braucht gesetzliche Anreize für die saisonale Speicherung»

Die Sektorkopplung ist derzeit in aller Munde – auch bei der Politik. Doch wie steht es um die praktische Umsetzung?

Thomas Peyer: Die Sektorkopplung ist ein Schlüssel für den Umbau zu einem Energiesystem mit erneuerbaren Energien. Aber gerade Bundesbern ist da bisher zurückhaltend. Ich habe den Eindruck, dass viele Politikerinnen und Politiker zwar von Sektorkopplung spre­chen, ihre grundlegende Bedeutung und die Notwendigkeit der Netzkonvergenz[1] aber noch zu wenig erkannt haben. Wenn mit einer Wärmepumpe Strom zu Wärme umgewandelt wird, ist das noch keine Sektorkopplung.

Was erwarten Sie vom Parlament, um die Sektorkopplung voranzubringen?

Dass es sich bei seinen Diskussionen zum Strommarktgesetz auch Gedanken zu den anderen Ener­gieträgern und -netzen macht und die Regulierungen mög­lichst technologieneutral gestaltet. Eine vollständige Elektrifizierung der Endenergie ist nicht zielführend. Eine kombinierte Strom-Gas-Strategie würde für die Schweiz mehr Sinn machen. Hierfür fehlen derzeit klare energiepolitische Rahmen­bedin­gungen, beson­ders für Power-to-Gas-Anlagen und für den Import von erneuerbaren Gasen. Heute be­ste­hen viele offene Fragen, etwa zur Aner­ken­nung des ökologischen Mehrwerts von inlän­disch produziertem oder importiertem synthetischem Gas sowie zur Behandlung von Power-to-Gas als Speichertechnologie. Es braucht gesetzliche Anreize für die saisonale Speicherung.

Wie könnten diese aussehen?

Als Erstes geht es darum, das regulatorische Ungleichgewicht zwischen Pumpspeicher-Kraftwerken und Power-to-Gas-Anlagen zu be­sei­ti­gen. Heute ist der Strom für die Pump­spei­che­rung vom Netzentgelt befreit. Beim Power-to-Gas-Verfahren hingegen fallen Netznut­zungs­gebühren an, wenn die Stromproduktion nicht vor Ort erfolgt. Deshalb lautet unsere For­de­rung: Alle Arten von Speichern sind gleich zu behandeln, sofern sie die Energie wieder in das Stromnetz oder andere Energie­netze einspei­sen. Entsprechend sind sie vom Netzentgelt zu befreien. Dieses sollte idealer­weise über verschiedene Energienetze hinweg so gestaltet sein, dass es nur einmalig beim Energie­ver­brauch anfällt.

Kommt Power-to-Gas als Speicher­techno­lo­gie in den nächsten Jahren tat­säch­lich eine hohe Bedeutung zu? Eine Stu­die des BFE zeigt, dass die Schweizer Strom­ver­sor­gung auf absehbare Zeit kein Leistungs­problem hat.

Wir müssen die künftigen Speicherlösungen bereits jetzt in Angriff nehmen. Denn bei Infrastrukturprojekten bestehen grosse Lern- und Skaleneffekte. Es braucht Zeit, um die Technologien zu optimieren und die Kosten zu senken. Zudem setzt der Bund bei seinen Sze­narien stark auf Stromimporte im Winter. Das ist gleich doppelt problematisch: einerseits be­zü­glich Versorgungssicherheit und andererseits, weil importierter Strom stark CO₂-belastet ist. Das Leistungsproblem löst man nicht, indem man die installierte Leistung mit der Bezugs­leistung vergleicht. Die viel wichtigere Kenn­grösse wird die Flexibilität sein – die Fähig­keit, die Produktion zeitlich und mengenmässig auf den Verbrauch abzustimmen. Die Power-to-Gas-Technologie hilft mit, die Flexibilität zu steigern und die Stromimportmengen zu verrin­gern. Bei der saisonalen Verlagerung von Sommer­strom zu Wintergas lässt sich das Gas zudem im Winter mit wärmegeführten WKK-Anlagen bei sehr hohem Wirkungsgrad von mehr als 90 Prozent nutzen.

Wie laufen die Projektarbeiten für das Hybrid­kraftwerk von Limeco in Dietikon?

Das Projekt ist auf Kurs. Alle beteiligten Ge­mein­den haben grünes Licht gegeben. Auch die Be­zugs­verpflichtungen der kooperierenden Swiss­power Stadtwerke liegen vor, ebenso wie die zwei Baubewilligungen für die Gaszuleitung und das Hybridkraftwerk selbst. Für die Abwär­me aus Elektrolyse, Kompres­so­ren und Methani­sie­rung haben wir eine gute Lösung gefunden: Sie wird ins Fernwärmenetz abge­geben. Zurzeit läuft das das Gesuch bei der Oberzolldirektion zur Anerkennung des erneuerbaren Gases. Da in Dietikon der Strom für die Elektrolyse physisch direkt von der Abfallverbrennung stammt, gestaltet sich die Überprüfung der Strom­herkunft einfach. Der Baubeginn ist für Frühling 2019 geplant. Die Arbeiten dauern rund ein Jahr.

[1] Netzkonvergenz ist die technische und automatisierte Verschachtelung von Strom-, Gas- und Wärmenetzinfrastruktur.