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Saturday November 25th 2017

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Aus- und Neubau der Großwasserkraft im aktuellen Marktumfeld

(Kleinwasserkraftwerk.ch)

(Kleinwasserkraftwerk.ch)

Die Rentabilität von 25 geplanten aber noch nicht realisierten Großwasserkraft-Projekten ist im aktuellen Marktumfeld mit tiefen Energie- und CO2-Preisen nicht optimal. Das zeigt eine vom Bundesamt für Energie (BFE) durchgeführte Studie. Über die gesamte Laufzeit eines Wasserkraftwerkes liegt die Rendite bei zk. 3%.

Mehr als die Hälfte (Elektrizitätsstatistik 2012: 58.7%) der schweizerischen Stromproduktion stammt aus Wasserkraft. Davon werden über 90% in großen Wasserkraftwerken (installierte Leistung über 10 Megawatt) produziert. Die Wasserkraft soll auch künftig ein bedeutender Pfeiler der schweizerischen Stromversorgung bleiben. Sie ist erneuerbar und einheimisch. Tiefe CO2-, Gas- und Kohlepreise in Europa und in den USA, Überkapazitäten auf dem Markt und verzerrende Subventionen führen derzeit dazu, daß billiger Strom angeboten wird. In den letzten fünf Jahren sind die Strompreise an den europäischen Märkten von über 70 €/MWh auf heute rund 40 €/MWh gesunken. Die Terminpreise an den europäischen Strombörsen zeigen bis 2019 kaum eine Preiserholung. In der vorliegenden Studie zeigt das Bundesamt für Energie (BFE) das schwierige Umfeld der Wasserkraft und die derzeitigen Probleme für Investitionen in den Ausbau der Wasserkraft auf. Die Studienresultate bestätigen die heutige Einschätzung der Stromwirtschaft.

  • Die Gestehungskosten für Neubauten sind derzeit mit durchschnittlich 14.1 Rp./kWh über den Gestehungskosten bestehender Großwasserkraftanlagen (5 bis 6 Rp./kWh). Ebenso liegen diese über den heutigen Großhandelspreisen von rund 5 Rp./kWh.
  • Bis auf ein Projekt weisen zum heutigen Zeitpunkt alle 25 Projekte im Referenzszenario einen negativen Nettobarwert aus. Das BFE geht im Referenzszenario aber davon aus, daß sich bis ins Jahr 2020 die Strompreise auf 9 bis 11 Rp./kWh erholen dürften. Diese Annahmen liegen auch der Botschaft zur Energiestrategie 2050 zu Grunde.
  • Die erwartete Rendite eines Wasserkraftwerks über dessen gesamte Laufzeit liegt im Referenzszenario mit durchschnittlich 3 Prozentpunkten (+/- 1 Prozentpunkt) unter dem angenommenen WACC von 4,63% (WACC: Weighted Average Cost of Käpp („cap“)ital, kalkulatorischer Zinssatz).
  • Neben den Kapitalkosten und Kosten für Amortisation fallen als Teil der Gestehungskosten die Wasserzinsen mit durchschnittlich 1.4 Rp./kWh ins Gewicht. Die Stromproduzenten richten diese an Kantone und Gemeinden aus, die auch deren Höhe bis zum vom Bund vorgegebenen Maximalsatz von 100 Franken/kW Bruttoleistung resp.110 CHF/kW Bruttoleistung ab 2015 bestimmen.

Prioritär ist darauf hinzuwirken, daß die in Europa zu beobachtenden Marktverzerrungen korrigiert werden können. Da nicht nur in der Schweiz, sondern auch im benachbarten Ausland die Wettbewerbsfähigkeit der Großwasserkraft durch die aktuelle Marktsituation stark beeinträchtigt ist, ist ein koordiniertes Vorgehen angezeigt. Nicht auszuschließen ist zudem, daß sich der Preis für CO2-Zertifikate in der EU erhöht, was der Wasserkraft wie anderen erneuerbaren Energien dienen würde.

Sollen Investitionen in die Großwasserkraft trotzdem im aktuellen, ungünstigen Marktumfeld zeitnah ausgelöst werden, so stellt sich die Frage von Unterstützungsmaßnahmen für die Großwasserkraft. Diese müßten bei den relevanten Kostenkomponenten der Wasserkraft ansetzen, dazu zählen die hohen Investitionskosten und die Wasserzinsen. Die Studie liefert erste Grobanalysen von Fördermodellen, die solche Investitionsanreize schaffen könnten. Bei den untersuchten Förderinstrumenten zeigt sich, daß sich keines durch eine besondere Eignung für die Großwasserkraft auszeichnet, resp. bei allen Instrumenten neben dem gewünschten Fördereffekt gleichzeitig auch bedeutende Nachteile und Risiken wie zusätzliche Marktverzerrungen, Benachteiligungen nicht subventionierter Technologien und Mitnahmeeffekte in Kauf genommen werden müßten.
Zwei weitere Studien zu Pumpspeicherkraftwerken und Energiespeicher

Gleichzeitig mit der Studie zur Großwasserkraft veröffentlicht das BFE zwei weitere Studien.

Bewertung von Pumpspeicherkraftwerken in der Schweiz im Rahmen der Energiestrategie 2050: Diese im Auftrag des BFE von frontier economics und swissQuant Group (2013) durchgeführte Studie analysiert den Ausbaubedarf und die Wirtschaftlichkeit von Pumpspeicherkraftwerken in der Schweiz (Studie nur in deutscher Sprache verfügbar).

Energiespeicher in der Schweiz: Bedarf, Wirtschaftlichkeit und Rahmenbedingungen im Kontext der Energiestrategie 2050: Diese im Auftrag des BFE von KEMA Consulting GmbH (2013) durchgeführte Studie analysiert den potenziellen Beitrag, die Kosten und die Wirtschaftlichkeit von Speichertechnologien (Druckluftspeicher, Batterien, Power-to-Gas, elektrothermische Speicher, Pumpspeicher) zum Umbau der Stromversorgung im Rahmen der Energiestrategie 2050 (Studie nur in deutscher Sprache verfügbar).

Beide Studien zeigen, daß Energiespeicher kurzfristig (bis 2020) wirtschaftlich risikobehaftet sind. Langfristig (ab 2020 bis 2050) ist mit einer verbesserten Wirtschaftlichkeit zu rechnen. Dies aufgrund des verstärkten Ausbaus von Windenergie und Photovoltaik und der Zunahme der Preisvolatilität. Ein großflächiger Einsatz neuartiger Energiespeicher erscheint nach 2035 sinnvoll. Allerdings gibt es neben Speichertechnologien weitere Möglichkeiten zur Integration erneuerbarer Energien (Flexibilitätsoptionen), wie eine bedarfsorientierte Produktion, eine Flexibilisierung der Last oder der Netzumbau und -ausbau. Die Studien empfehlen, für alle Flexibilitätsoptionen gleiche Wettbewerbsbedingungen zu schaffen.