Die angekündigte Ausserbetriebnahme von Beznau liegt in unseren Zeitplänen vor den neuen Reaktoren. Unser Paket für 2035 behält Gösgen und Leibstadt, baut die Photovoltaik auf 26 GWp aus und behält die Wasserkraft sowie Importe bis 2 GW.
In einem anspruchsvollen Winter bleibt trotzdem Strom zu kaufen. Die Menge hängt stark davon ab, wie viel Wasser jeweils im Oktober in den Seen ist. Stromversorger sollten Angebote für diese ganze Spanne einholen und die Notfallabsicherung separat beschaffen.
Ausserbetriebnahme und bedingte Termine für neue ReaktorenWinterversorgung auf Grundlage des tatsächlich nutzbaren Schweizer Wassers sichern. Für 2035 , mit der entsprechenden Nachfrage und Wetter 2016/17, hinterlassen fast volle Seen eine Winterlücke von 3.1 TWh. Die im Oktober erfassten Vorräte erhöhen diese Lücke auf 4.6 TWh. Wird in den natürlichen Speichern Wasser im Umfang von 1 TWh zurückgehalten, steigt sie auf 5.6 TWh.
Diese Szenarien enthalten geplante Wartung, den Zuschlag für Rechenzentren und Importe bis 2 GW. Der Puffer von 1 TWh ist eine Betriebsannahme. Ein langer Reaktorstillstand und fehlende Importe erfordern eine zusätzliche Absicherung. Vergleichbare Winterversorgungsfälle und Wasserannahmen
Ein erstes Paket auf den Tisch legen
Unser Referenzfall verwendet für 2035 einen jährlichen Endverbrauch von 73.5 TWh Strom, vor den Netzverlusten. Er folgt dem zentralen Elektrifizierungspfad unserer Nachfrageberechnung nach Sektoren. Das Wetter verändert das Jahrestotal und die stündlichen Spitzen. Der separate Zuschlag für Rechenzentren weiter unten erhöht die jährliche Referenz auf 74.5 TWh.
Nachfragedaten und Annahmen zur Verbreitung Berechnung 2035 und stündliche VerteilungDie verbleibenden Reaktoren behalten
Gösgen und Leibstadt liefern 2.243 GW Nettoleistung, sofern der Betrieb sicher und tragfähig ist. Geplante Revisionen einrechnen und für ausserordentliche Ausfälle eine separate Absicherung vorsehen.
Nützliche Solarkapazität bauen
Unser vorgeschlagenes Ziel sind 26 GWp bis 2035. Ausgehend vom geschätzten Bestand 2025 erfordert dies einen durchschnittlichen Zubau von 1.65 GWp pro Jahr.
Wasserkraft innerhalb ihrer Grenzen nutzen
Die Grenzen der Speicherseen und der Pumpleistung einhalten. Die Eigentümer für nützliche Dienstleistungen bezahlen. Den Nutzen von Projekten erst einrechnen, wenn ihre Realisierung und ihre Betriebsbedingungen glaubwürdig sind.
Die verbleibende Versorgung sichern
Den Handel beibehalten, mit Importen bis 2 GW im Referenzfall. Vertraglich gesicherte Winterlieferungen und Reserven ergänzen; ein geringerer Zugang zu Importen erhöht den Bedarf.
Die Fälle mit geplanter Wartung enthalten planmässige Reaktorstillstände und einen Abschlag bei der Produktion, aber keinen langen Ausfall. Ein separater harter Test nimmt Leibstadt von Januar bis März während 90 Tagen vom Netz. Dauer und Zeitpunkt sind gewählte Annahmen. Sie testen den langen Ausfall eines grossen Kraftwerks im Winter; eine Eintrittswahrscheinlichkeit wurde nicht geschätzt.
Geplante Wartung und gewählter langer AusfallEingaben des Pakets und Betriebsannahmen
Das Paket behält die thermische Produktion und die Windproduktion auf den beobachteten Monatswerten von 2024, mit einer angenommenen Anpassung der Lieferung. Dafür müssen diese Quellen tragfähig bleiben. Zusätzliche stationäre Batterien oder brennstoffgestützte Reserven sind noch nicht angerechnet.
Monatliche thermische Produktion und WindproduktionAusbauten der Wasserkraft können wertvolle Flexibilität im Winter bieten. Die Erhöhung eines Stausees kann Strom zwischen den Jahreszeiten verschieben, ohne die Jahresproduktion im gleichen Umfang zu erhöhen. Die erste Berechnung rechnet Wasserkraftprojekten, deren Realisierung noch aussteht, keine zusätzliche Versorgung an. Das Wasserkraftkapitel verfolgt den Nutzen der Projekte und die Grenzen ihrer Realisierung.
Wasserkraftprojekte: Energie, Speicher und RealisierungNeue Kernenergie gehört in das längerfristige Programm. Unser schnellster beispielhafter Zeitplan erreicht den kommerziellen Betrieb 2042, mit erheblichen Abhängigkeiten. Das Paket 2035 braucht deshalb eigene Versorgungsverträge, bevor ein Nachfolgereaktor beitragen kann.
Bedingte Realisierungszeitpläne der ReaktorenRegelmässige Versorgung kaufen und Ausfälle separat absichern
Wir empfehlen drei getrennte Dienstleistungen. Jede braucht eigene Lieferbedingungen und einen eigenen Preis.
Regelmässiger Winterstrom
Die Nachfrage im gewöhnlichen Betrieb, bei geplanter Wartung und bei schwierigem Wetter decken. Die verbleibende saisonale Energie vertraglich sichern, mit Spielraum für wachsende Nachfrage.
Sofortige Reserve
Leistung bereithalten, die reagiert, wenn ein Kraftwerk plötzlich ausfällt. Reaktionsgeschwindigkeit, Netzzugang und verfügbare Leistung bestimmen diese Dienstleistung.
Absicherung langer Ausfälle
Eine anhaltende Ersatzversorgung organisieren, falls Reparaturen Wochen oder Monate dauern. Die Bereitschaft getrennt von Abruf, Brennstoff und gelieferter Energie bepreisen.
- 1Seen können fast voll starten3.07 TWh
Das Modell wählt den Anfangsvorrat und kann die gesamte den natürlichen Speichern zugewiesene gespeicherte Energie nutzen.
- 2Vom erfassten Wasservorrat im Oktober ausgehen4.63 TWh
Den für dieses Wetterjahr erfassten Vorrat verwenden. Der verbleibende Versorgungsbedarf steigt.
- 3Auch Wasserreserve behalten5.63 TWh
Denselben erfassten Start verwenden und in den natürlichen Speichern Wasser im Umfang von mindestens 1 TWh zurückhalten.
Winterangebote über diese ganze Spanne einholen und den Preis der Wasserkraftdienstleistung ausdrücklich ausweisen. Die Untergrenze von 1 TWh ist ein angenommener Betriebspuffer. Das Modell bündelt die Seen und kennt das Wetter im Voraus; tatsächliche Rechte, Reserven und Gewässerverbindungen begrenzen die Lieferung.
Energie und Leistung brauchen unterschiedliche Verträge
Bei Wetter 2011/12 erhöht auf 80% begrenzter natürlicher Turbinenzugang die grösste Stundenlücke von 1.25 bis 3.09 GW. Beide Fälle beginnen mit dem erfassten Wasserbestand.
Ihre Energielücken über das ganze Jahr betragen 3.34 und 3.34 TWh. Die Wassermenge begrenzt, wie viel Energie geliefert werden kann; der Turbinenzugang begrenzt, wie schnell.
Diese stündlichen Leistungslücken sind Testergebnisse. Heizung in kalten Stunden, reale Wasserkraftkaskaden und Netzengpässe brauchen eine technische Beurteilung, bevor Reserveanlagen spezifiziert werden.
Vergleichbare Seebestände, Turbinengrenzen und Stundenergebnisse
Wie Stillstände und Heizeffizienz den Bedarf ändern
| Betriebsannahme | Winterlücke TWh | Ganzjahreslücke TWh | Grösste Stundenlücke GW |
|---|---|---|---|
| Geplante Wartung | 4.63 | 4.63 | 1.35 |
| Ein 90-tägiger Reaktorstillstand im Winter | 6.86 | 6.86 | 1.92 |
| Weniger effizientes Heizen bei Kälte | 5.93 | 5.93 | 1.75 |
| Stillstand und schlechtere Heizeffizienz zusammen | 8.16 | 8.16 | 2.33 |
Der Stillstand nimmt Leibstadt für Januar–März vom Netz. Es ist ein gewählter Stresstest ohne zugeordnete Wahrscheinlichkeit. Jedes Total enthält den zugrunde liegenden Mangel; das Addieren der Zeilen würde Energie doppelt zählen.
Der Heizungstest nimmt für neu umgestellte Raumheizungen eine geringere Effizienz der Wärmepumpen an, besonders in kalten Stunden. Die Winterwerte beschreiben einen möglichen Einsatzplan; die Energie über das ganze Jahr und die grösste Stundenlücke sind die Grössen, die das Modell minimiert.
Die Stundenlücke beschreibt die nach dem geplanten Einsatz nötige Leistung. Eine plötzliche Abschaltung eines Kraftwerks braucht zudem eine schnelle Reaktion; diese Summen allein dimensionieren diese Dienstleistung nicht.
Vergleichbare Betriebsfälle, Heizannahmen und ModellgrenzenZusätzlicher Strom über das ganze Jahr, TWh · gemeinsame Skala 0–4. Dies sind Tests mit historischem Wetter, keine Wahrscheinlichkeiten.
Das Total enthält allfällige Sommerlücken. Unterschiedliche Einsatzpläne können denselben Jahresbedarf anders auf Winter und Sommer verteilen.
Der Vergleich der Speicherseen oben zeigt, warum die tatsächlichen Anfangsvorräte zählen. Ein langer Stillstand eines Kraftwerks erzeugt einen separaten Versorgungsbedarf; dessen Summe enthält bereits die Lücke während der geplanten Wartung.
Die Fälle mit geplanter Wartung sprechen dafür, zusätzliche Winterversorgung zu kaufen, noch bevor ein langer Ausfall berücksichtigt wird. Ihre Lücke hängt von der angenommenen Produktion und vom Zugang zur Wasserkraft ab. Das Ergebnis mit hartem Ausfall enthält diesen Grundbedarf. Würden beide Totale addiert, wäre ein Teil der Energie doppelt gezählt. Die stündliche Berechnung dimensioniert nicht die schnelle Reserve, die nötig ist, wenn ein Kraftwerk plötzlich ausfällt.
Was jedes Ergebnis stützen kannZuschlag für Rechenzentren bereits enthalten
Spielraum für wachsende Rechenzentren vorsehen
Das zentrale Ergebnis der Studie zu Rechenzentren fügt 1 TWh über das Wachstum hinaus hinzu, das in unserem Nachfragepfad bereits gezählt ist. Die jährliche Referenz steigt 2035 auf 74.5 TWh, vor Wetterschwankungen und Netzverlusten. Die kalibrierten Versorgungsfälle enthalten diesen Zuschlag. Die Berechnung hält das Total der Studie für 2030 bis 2035 konstant und verteilt die zusätzliche Nachfrage gleichmässig über das Jahr. Sie nimmt an, dass die entsprechende bestehende Nachfrage im beibehaltenen Strom des Dienstleistungssektors enthalten ist. Weiteres Wachstum oder ein anderes stündliches Lastprofil verändert den Bedarf.
Abgeglichene Nachfrage der Rechenzentren und ZuordnungsannahmenVerträge auch für ungünstige Bedingungen auslegen
Lieferungen auch mit eingeschränkten Importen bepreisen, nicht nur im Referenzfall. Der folgende Vergleich ändert innerhalb jedes Betriebsfalls nur die Importgrenze.
Zusätzlicher Strom über das ganze Jahr, TWh · gemeinsame Skala 0–14. Die Wintersummen stehen separat unten.
| Importgrenze | Winterlücke TWh | Ganzjahreslücke TWh |
|---|---|---|
| 2 GW | 4.63 | 4.63 |
| 1 GW | 8.68–8.92 | 9.02 |
| 0 GW | 12.81–13.03 | 13.7 |
Selbst bei der Grenze von 2 GW braucht das Modell mindestens 8.26 TWh Bruttowinterimporte, um dieses Niveau der Jahresversorgung zu halten. Dieses Minimum lässt sowohl die jährliche Energielücke als auch den grössten Stundenmangel unverändert. Diese Abhängigkeit bleibt nach dem Einsatz der angenommenen inländischen Ressourcen bestehen.
Die Importobergrenze muss durch im Ausland verfügbaren Strom und einen verlässlichen Weg über die Grenze gedeckt sein. Mehr inländische Winterproduktion senkt diese Abhängigkeit. Jahresüberschüsse in Sonnenstunden versorgen andere Stunden nicht von selbst.
Wie viel Importstrom nutzt die Referenz?
Dieses Minimum hält die Energielücke über das ganze Jahr und den grössten Stundenmangel fest. Es lässt Jahresimporte und die saisonale Aufteilung der Mängel variieren; dieser Fahrplan lässt 4.63 TWh im Winter ungedeckt.
Selbst bei der grosszügigeren Annahme frei nutzbarer Seen reichen die Winterbruttoimporte von 8.22–8.25 TWh. Das beansprucht etwa 94% einer durchgehenden Lieferung an der Grenze von 2 GW.
Bruttoimporte zählen Strom, der in die Schweiz fliesst. Nettoimporte ziehen Exporte anderer Stunden ab; hier können sie reichen von 7.84–8.25 TWh bei gleichem Jahresdefizit, gleicher Spitzenlücke und gleichen jährlichen Bruttoimporten.
Dies sind alternative mögliche Fahrpläne, keine Handelsprognosen. Die Jahresimporte bleiben beim gespeicherten Jahresimporttotal; diese Endpunkte belegen nicht die kleinstmöglichen Winterimporte unter jeder Handelspolitik.
Vergleichbare Importgrenzen, Brutto-/Nettodefinitionen und Fahrplanbereiche
Energie und Leistung als getrennte Produkte kaufen. Tiefere Seestände erhöhen die Strommenge, die zu sichern ist. Ein eingeschränkter Zugang zu den Turbinen kann die stündliche Leistungslücke erhöhen, auch wenn sich die saisonale Energie kaum ändert. Die Tabelle zu Heizung und Ausfällen weiter oben vergleicht diese Belastungen mit denselben Annahmen zu Photovoltaik, Reaktoren und Seen. Ein Betriebsplan braucht zudem kombinierte Tests von eingeschränkten Importen, Kälte und technischen Ausfällen, bevor die Reserve endgültig festgelegt wird.
Abgestimmte Sensitivitäten für VersorgungsangeboteTag, Nacht und Autos: eine frühere Illustration
Die folgende Illustration verwendet die früheren Annahmen zu Photovoltaik und Reaktoren, noch ohne separaten Zuschlag für Rechenzentren. Sie erklärt die zeitliche Verteilung und vergleicht Dienstleistungen von Fahrzeugen. Ihre Einsparungen dürfen nicht von den kalibrierten Lücken oben abgezogen werden.
Winter Tag
1'849 Stunden in diesem Wetterjahr
Spitzenbedarf: 18.0 GW
Winter Nacht
2'543 Stunden in diesem Wetterjahr
Spitzenbedarf: 18.7 GW
Sommer Tag
2'607 Stunden in diesem Wetterjahr
Spitzenbedarf: 15.6 GW
Sommer Nacht
1'785 Stunden in diesem Wetterjahr
Spitzenbedarf: 12.1 GW
Andere Quellen müssen den Rest liefern. Diese Balken vergleichen die Nachfrage mit dem Sonnenlicht; sie ordnen nicht die gesamte Solarproduktion dem Schweizer Verbrauch zu. Ein Teil des Überschusses wird gespeichert, exportiert oder abgeregelt.
Diese Illustration verwendet die früheren Solar- und Reaktorannahmen, ohne separaten Zuschlag für Rechenzentren. Ihre Spitzen hängen von einem angenommenen Heizprofil ab und brauchen technische Prüfungen. Für den aktuellen Versorgungsvergleich die kalibrierten Fälle verwenden.
Die kleinen Solarmengen in den Nachtklassen stammen von den Stundengrenzen bei Morgen- und Abenddämmerung und von regionalen Unterschieden beim Sonnenaufgang.
Wie Tag, Nacht und Bedarf gezählt werden
Winter bedeutet Oktober–März. Tageslicht folgt dem Sonnenstand bei 47° N, 8° E, ausgewertet in der Mitte jeder Stunde. Bewölktes Tageslicht gilt weiterhin als Tag. Regionale Unterschiede und Stundengrenzen können kleine Solarmengen aus Morgen- oder Abenddämmerung in einer Nachtklasse belassen.
Das Modell enthält Gösgen, Leibstadt, historische Wasserkraftbedingungen, beibehaltene thermische und Windproduktion sowie Importe bis 2 GW. Die Fahrzeugnachfrage behält ihr festes Ladeprofil. Leibstadt ist während 90 Wintertagen nicht verfügbar. Pumpen, Exporte und Abregelung sind von den Nachfragebalken getrennt. Alle vier Klassen zusammen decken das ganze Jahr ab.
Perfekte Voraussicht und gebündelte Wasserkraft machen diesen Landestest optimistisch. Interne Netzgrenzen und kommerzielle Lieferung brauchen eigene Prüfungen.
Vollständige Stundenflüsse, Annahmen und Berechnungen Tag-/Nachtgleichungen
Wie viele Autos werden verfügbar sein?
Der Ersatz von Fahrzeugen braucht Zeit. Ein hoher Elektroanteil bei den Neuwagen schafft nicht sofort eine elektrische Flotte im ganzen Land. Die Studie des BFE rechnet für 2035 mit 2.1 Millionen batterieelektrischen Personenwagen. Ihre Verkaufsannahmen für die ersten Jahre waren schneller als das 2025 erfasste Ergebnis. Wir vergleichen sie deshalb mit einer einfachen Sensitivität zur Erneuerung, gestützt auf den beobachteten Bestand und die Zahl der Immatrikulationen.
Annahmen zu Bestand und Verkäufen, Seiten 16–18 Immatrikulationen und Bestand 2025Batterieelektrische Autos bereits auf Schweizer Strassen.
Heutiges Verkaufsvolumen; Elektroautos erreichen bis 2035 alle Neuverkäufe.
Das veröffentlichte Szenario 2023. Schnellere Elektrifizierung der Flotte als unsere einfache Sensitivität.
BFS: beobachteter Bestand und Zulassungen BFE: Szenario 2035, Seite 17 Berechnung der Flottenerneuerung und Annahmen
Teilnahmefähige Autos zählen
Das Hauptbeispiel geht vom BFE-Szenario aus und verwendet dann beispielhafte Annahmen zu Eignung und Teilnahme.
- 2'100'000Elektroautos im Szenario
- 1'050'000kompatible Autos · Annahme: 50%
- 525'000ausgerüstete Wohnungen · Annahme: 50% dieser Autos
- 210'000teilnahmebereite Personen · Annahme: 40% der ausgerüsteten Eigentümer
42'000angeschlossen von 08:00 bis 17:59
Annahme: 20% der Teilnehmenden
147'000angeschlossen von 18:00 bis 07:59
Annahme: 70% der Teilnehmenden
Ortszeitfenster bilden angenommenes Anschlussverhalten ab. Sie unterscheiden sich von Sonnenauf-/untergang im Tag-/Nachtdiagramm. Geparkte Autos ohne funktionierenden Anschluss liefern keine Exportleistung.
Die Grösse der Flotte verändert auch den Strom für das Fahren. Mit den angegebenen Annahmen zu Fahren und Laden braucht die langsamere Flotte 3.69 TWh pro Jahr für Personenwagen; der Fall mit der BFE-Flotte braucht 5.2 TWh. Eine langsamere Elektrifizierung lässt zudem mehr Fahrten von Treibstoff abhängig. Diese separaten Tests der Flottenenergie ersetzen die gesamte Komponente der Personenwagen. Der Vergleich der Ladedienstleistungen weiter unten hält die nationale Nachfrage fest, um die Flexibilität zu isolieren.
Strom der ganzen Flotte und Abgrenzung der FälleWas ändert sich zwischen den beiden Flottenfällen?
Der Fall nach Verkaufstempo hält die Gesamtzahl der Autos und die jährlichen Immatrikulationen auf dem Stand von 2025. Er nimmt an, dass der Anteil der Elektroautos an den Neuimmatrikulationen von 22.7 % auf 100 % im Jahr 2035 steigt.
Jedes Jahr entfernt er denselben angenommenen Anteil aus der bestehenden Elektroflotte und fügt die elektrischen Immatrikulationen des Jahres hinzu. In Wirklichkeit werden junge Elektroautos und ältere Verbrenner unterschiedlich schnell ausgemustert.
Das Ergebnis sind rund 1.44 Millionen Elektroautos im Jahr 2035. Es ist eine Sensitivität, keine Prognose des Bestands. Das BFE-Szenario verwendet ein anderes Bestandsmodell und andere Annahmen zur Verbreitung.
Für den Flexibilitätsvergleich bleibt die nationale Nachfrage gleich. Die kleinere Flotte verringert nur die Zahl der Autos, die teilnehmen können. Eine separate Verkehrsprognose würde auch den Energiebedarf für Fahrten verändern.
Jährliche Flottenzeilen, Gleichung und Unterschiede der Abgrenzung
Drei verschiedene Dienstleistungen derselben Autos
Intelligentes Laden verschiebt das Laden in eine nützlichere Stunde. Das Auto bezieht Strom aus dem Netz, speist aber keinen zurück.
Vehicle-to-home, kurz V2H, lässt die Batterie den Haushalt versorgen. Das kann den abendlichen Strombezug des Hauses aus dem Netz senken.
Vehicle-to-grid, kurz V2G, speist über einen bewilligten Anschluss Strom ins Netz. Geräte, Steuerung und kommerzielle Vereinbarungen müssen diese Dienstleistung ermöglichen. Vehicle-to-building wendet dasselbe Prinzip auf ein grösseres Gebäude an. Vehicle-to-load versorgt Geräte. Wir zählen keines davon als zweiten Pool derselben Autos.
Dienstleistungen, Geräte und Anforderungen an den AnschlussAnnahmen zu Batterie, Fahrten und Anschluss der Fahrzeuge
Im Beispiel hat jedes teilnehmende Auto eine nutzbare Batterie von 60 kWh. Wir schützen 20 kWh und begrenzen das Arbeitsmaximum auf 50 kWh. Das Modell reserviert zudem Strom für 12’000 km Fahrleistung pro Jahr. Laden und Rückspeisen haben je einen angenommenen Wirkungsgrad von 90 %. Das sind angegebene Betriebsannahmen, keine Messungen der künftigen Schweizer Flotte.
Fahrten, Grenzen der Batterie und UmwandlungsverlusteFür V2H ist die Abgabe auf einen angenommenen lokalen Haushaltsbedarf von 2 kW pro angeschlossenem Auto begrenzt. V2G erlaubt 7 kW. Die tatsächliche Last im Haus und der Anschluss müssen diese Dienstleistungen ermöglichen.
Abgestimmte Grenzen der DienstleistungenDie ganze teilnehmende Gruppe hat einen nutzbaren Energiebereich der Batterien von 6.3 GWh. Seine angenommene V2G-Leistungsgrenze am Abend und in der Nacht beträgt 1.03 GW, vor Berücksichtigung der Verluste im nationalen Netz. Nicht angeschlossene Autos, Fahrbedarf und tiefer Ladestand können die verfügbare Menge verringern. Dieser ganze Energiebereich darf nicht als gesicherter Netzspeicher gelten.
Grenzen von Energie und AnschlussEine Notstromversorgung des Hauses bei einem Stromausfall braucht eine geeignete Installation. So verlangt etwa die nordamerikanische Spezifikation des Wallbox Quasar 2 zusätzliche Hardware für den Notstrombetrieb. Auto, Geräte und lokale Bewilligungen sind zu prüfen, bevor man sich auf diese Dienstleistung verlässt.
Beispiel eines Herstellers: separate Hardware für NotstromWas verändert die Flexibilität der Fahrzeuge?
Dieser Fahrzeugvergleich isoliert die Ladedienstleistungen mit den ursprünglichen Annahmen zu Photovoltaik und Reaktoren und ohne separaten Zuschlag für Rechenzentren. Seine Einsparungen dürfen ohne eine abgestimmte Berechnung nicht von den kalibrierten Versorgungslücken oben abgezogen werden.
Intelligentes Laden beseitigt 93.9 GWh der Lücke. V2G beseitigt weitere 13.7 GWh. Die höhere Einspeisegrenze von V2G bringt in diesen Tests gegenüber V2H fast keinen zusätzlichen Nutzen.
Dies sind optimierte nationale Energievorteile unter den angegebenen Annahmen. Dienstleistungen für das lokale Netz und Erlöse der Eigentümer können abweichen. Fahrzeuge brauchen weiterhin Strom für die Fahrten, und die bidirektionale Umwandlung verbraucht zusätzliche Energie.
Dieses frühere Modell hat keinen separaten Zuschlag für Rechenzentren und verwendet seine ursprünglichen Solar- und Reaktorannahmen. Die Spitzenergebnisse hängen vom angenommenen Heizprofil ab und brauchen technische Prüfungen. Diese Fahrzeugeinsparungen nicht von den kalibrierten Versorgungslücken abziehen.
Alle Wetter-, Import- und Flottensensitivitäten
| Wetter / Dienstleistung | Zusätzliche TWh | Spitze, GW | Bruttoimporte, TWh |
|---|---|---|---|
| 2012 · Festes Laden mit Abendschwerpunkt | 2.56 | 2.28 | 8.36 |
| 2012 · Intelligentes Laden | 2.46 | 2.11 | 8.33 |
| 2012 · Intelligentes Laden + V2H | 2.45 | 2.11 | 8.34 |
| 2012 · Intelligentes Laden + V2G | 2.45 | 2.11 | 8.34 |
| 2022 · Festes Laden mit Abendschwerpunkt | 2.31 | 0.70 | 8.66 |
| 2022 · Intelligentes Laden | 2.19 | 0.67 | 8.46 |
| 2022 · Intelligentes Laden + V2H | 2.17 | 0.66 | 8.37 |
| 2022 · Intelligentes Laden + V2G | 2.17 | 0.66 | 8.37 |
| 2024 · Intelligentes Laden + V2G | 0.00 | 0.00 | 4.41 |
| 2022 · Intelligentes Laden + V2G · ohne Importe | 10.44 | 2.77 | 0.00 |
| 2022 · Intelligentes Laden + V2G · langsamere Flotte | 2.21 | 0.68 | 8.43 |
| 2022 · Intelligentes Laden + V2G · ohne langen Stillstand | 0.00 | 0.00 | 8.23 |
Die langsamere Flotte ändert nur die Zahl der für Flexibilität verfügbaren Fahrzeuge. Die nationale Nachfrage bleibt fest, damit sich der Beitrag der Flexibilität vergleichen lässt. Spitzenlücken werden nach der fehlenden Jahresenergie minimiert; im realen Betrieb kann mehr Leistung nötig sein. Auch eine Modelllücke von null würde noch Netz- und probabilistische Zuverlässigkeitsprüfungen erfordern.
Diese Fahrzeugvergleiche enthalten den ausserordentlichen Ausfall von Leibstadt während 90 Tagen. Mit derselben vorgeschlagenen Flotte und denselben V2G-Annahmen braucht der Fall 2011/12 noch rund 2'448 GWh zusätzliche Versorgung. Der Fall 2021/22 braucht 2'170 GWh. Der Fall 2023/24 hat unter diesen optimistischen Betriebsannahmen keine wesentliche Lücke. Mehrere Wetterjahre zu betrachten verhindert, dass ein günstiges Jahr als Beweis für eine zuverlässige Versorgung gilt.
Abgestimmte Wetterfälle und Grenzen des ModellsIm V2G-Fall 2021/22 schliesst der Wegfall des langen Reaktorausfalls die modellierte Lücke, wobei weiterhin erhebliche Importe genutzt werden. Andere Wetterjahre lassen auch mit geplanter Wartung und ohne langen Ausfall eine Lücke, wie der Vergleich mit festem Laden oben zeigt.
Abgestimmter Fall ohne den langen AusfallDieses erste Paket hängt weiterhin vom Handel ab. Die Importtests oben zeigen, warum inländische Versorgung und Widerstandsfähigkeit bei Brennstoffen weitere Investitionen brauchen, um unser Souveränitätsziel zu erreichen.
Unsere Empfehlung: Winterlieferungen kaufen, nützliche Flexibilität belohnen
Stromversorger sollten die fehlende Winterenergie kaufen und dabei den Zugang zu Wasser und Importen festlegen. Sofortige Reserve und lange Ersatzversorgung separat organisieren. Die kalibrierten Fälle leiten die Anfragen für Angebote; kombinierte Belastungstests und technische Prüfungen müssen der endgültigen Dimensionierung der Reserve vorausgehen.
Abgestimmte Mengen und Grenzen Getrennte VersorgungsdienstleistungenZuerst intelligentes Laden einführen. Bidirektionale Dienstleistungen dort kaufen, wo sich ihre Zusatzkosten lohnen. Ein Schweizer Versuch zeigte Netzdienstleistungen, doch in den untersuchten Geschäftsfällen deckten die erwarteten Erlöse die zusätzlichen V2X-Kosten nicht. Eigentümer von Wasserkraftwerken und Autos brauchen freiwillige Verträge, die Verschleiss, Verluste und entgangene Möglichkeiten abdecken.
Nachgewiesene Fähigkeit und kommerzielle Grenzen Kosten und Erlöse der EigentümerDie Versorgungstabellen enthalten Jahreslücken, weil einige Fälle auch im Sommer Nachfrage ungedeckt lassen. Die Angebote müssen auch diesen Bedarf abdecken. Brennstoffgestützte Produktion ist eine zulässige Rückfallebene, sofern Brennstoffvorräte, Emissionen, Bewilligungen und Kosten ausgewiesen sind. Für den Preis des ganzen Pakets braucht es noch Angebote von Lieferanten.
Fehlender Strom über das Jahr und im WinterDas Modell prüfen und die Ergebnisse nachrechnen
Das separate Modell der Fahrzeugdienstleistungen wahrt die stündliche Energiebilanz, begrenzte Speicher und den Fahrstrom der Autos. Es zieht den bereits enthaltenen Ladestrom der teilnehmenden Autos vom Bedarf ab, bevor es deren Laden ausdrücklich modelliert. So wird der Fahrstrom nur einmal gezählt. Die kalibrierten Versorgungsfälle behalten festes Laden bei und rechnen keine Rückspeisung aus Fahrzeugen an.
Es optimiert das ganze Jahr mit vollständiger Kenntnis der Zukunft. Die natürliche Wasserkraft bleibt zusammengefasst; monatliche Zuflüsse sind geglättet. Die Verfügbarkeit wird für die ganze Fahrzeuggruppe angenommen; einzelne Fahrten und interne Netzgrenzen werden nicht simuliert.
Es minimiert zuerst die fehlende Jahresenergie, dann die Spitzenlücke, danach Importe und Zyklen. Mehrere Einsatzpläne können dieselben Totale aufweisen. Die Aufteilung nach Tag und Nacht zeigt eine mögliche Lösung.
Der nationale Nachfragepfad, die Eignung der Flotte, die Geräte, das Anschlussverhalten und die Annahmen zum Weiterbetrieb brauchen weitere Belege. Kostenoptimierung, Rentabilität der Verträge und das vollständige Bauprogramm 2050 bleiben separate Beurteilungen.
Auslegung von regelmässiger Versorgung und Reserve
Methode der kalibrierten Versorgung · Ergebnisse der abgestimmten Szenarien (CSV) · Rechencode und Verzeichnisse der Eingaben (ZIP; archivierte Eingaben separat zu beschaffen)
Basismethode vor dem separaten Zuschlag für Rechenzentren · Basisfälle und stündliche Eingaben (ZIP)
Methode und Grenzen der Fahrzeugdienstleistungen · Eingaben und Ergebnisse (JSON) · Reproduktionspaket mit allen stündlichen Flüssen (ZIP)
Quellen
- Winter supply, lake access and nuclear fleet comparisons
WattInfo · Kalibrierte Stundenszenarien, 26. September 2026 - Import reliance, winter solar inputs and forced shortages
WattInfo · Berechnungen mit archivierten Daten, 25. September 2026 - Leibstadt annual report 2021: extended refurbishment
Kernkraftwerk Leibstadt · Jahresbericht 2021 - Return to grid after extended outage, 23 March 2026
Kernkraftwerk Gösgen · 2026-03-23 - Programme assumptions, dispatch choices and cost scope
WattInfo · Auslegung archivierter Daten, 25. September 2026 - WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
WattInfo · Bedingtes Programm, 19. September 2026 - WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage cover
WattInfo · Auslegung der Versorgungsdienstleistung, 18. September 2026 - WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
WattInfo · Ergänzende Prüfung der Modellbelege, 18. September 2026 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Vorgeschlagene Prioritäten und vorläufige Versorgungsprüfung mit festem Laden, 18. September 2026 - 2035 day/night supply and vehicle-flexibility model
WattInfo · Erstes Versorgungspaket 2035 und 12 Vergleichs-/Sensitivitätsläufe - Independent demand model v1
Swiss Energy research project · Eingefrorene Forschungsergebnisse - Swiss Electricity Statistics 2025
Swiss Federal Office of Energy (BFE) · 2025 - Swiss solar and associated storage statistics for 2025
Swissolar for BFE · Referenzjahr 2025; Bericht vom 9. Juli 2026 - BFE: monthly Swiss electricity balance, September 2026 snapshot
Swiss Federal Office of Energy · Momentaufnahme abgerufen am 10. September 2026; HTTP last-modified: 7. September 2026 - BFE / EBP: charging infrastructure and vehicle stock to 2050
BFE / EBP · 2023-05 - BFS: vehicle registrations and stock in 2025
BFS · 2026-02-04 - NOAA: solar-position equations
NOAA · Undatiertes Dokument, abgerufen am 18. September 2026 - OST: bidirectional charging services and equipment
OST / Canton Zurich · Undatiertes Dokument, abgerufen am 18. September 2026 - Wallbox: home-backup hardware requirement, North American equipment example
Wallbox · Nordamerika-Datenblatt V1.2, 17. April 2024 - V2X Suisse: cars supplying grid services
Mobility and project partners / BFE · Schlussbericht vom 30. August 2024 - Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
WattInfo · Liefernachweise, 17. September 2026 - Visual explanations: seasonal stress, demand and storage
WattInfo · Visuelle Kapiteldaten und ausdrückliche didaktische Annahmen - Storage owner economics: historical-price benchmark
Swiss Energy research project · Eingefrorene Forschungsergebnisse - Reserve financing: cost boundaries and fuel obligations
Federal Council · 2026-06-12 - System Adequacy 2028, 2030 und 2035
ElCom · 2025-06-19 - Warum die Schweiz ein Stromabkommen braucht
Swissgrid · 2024-03-08 - Die Schweiz braucht das Stromabkommen
Swissgrid · Undatierte Seite; geprüft am 2. Oktober 2026 - Supply scale, fuel and nuclear owner-cost sensitivities
WattInfo · 2026-10-02 - Electricity Supply Act
Swiss Confederation · 2026-01-01
Definitionen, Rechnungen und Modelleingaben finden Sie im Quellenregister.