Vergoldete Kleinwasserkraft

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1 Studie KEV Wasserkraft Vergoldete Kleinwasserkraft KEV-Förderbeiträge, effektive Kosten und Überzahlung bei Kleinwasserkraftwerken WWF Schweiz Hohlstrasse 1 80 Zürich November 2014

2 Zusammenfassung In diesem Bericht geht der WWF der Frage nach, inwiefern die heutige Berechnungsstruktur der KEV für die Wasserkraft die effektiven Gestehungskosten korrekt abbildet. Dazu wurden 34 Wasserkraftprojekte, bei welchen der WWF Einsicht in die Projektunterlagen hatte, bezüglich ihrer effektiven Kostenstruktur und der Einspeisevergütung untersucht. Es lässt sich zusammenfassend festhalten, dass mit den alten KEV-Sätzen (gültig für Anlagen, die vor dem einen positiven Bescheid erhielten) bei über 60 Prozent der untersuchten Projekte Renditen von über 5 Prozent erreicht werden teilweise sogar Renditen von über Prozent. Dies bei einer kompletten Abschreibung der Anlagen über 25 Jahre. Je kleiner die Anlagen, desto grösser ist die Tendenz zur Überzahlung. Werden die KEV-Sätze gemäss neuer Energieverordnung (EnV) ab als Berechnungsgrundlage genommen, reduziert sich der Anteil Projekte mit Renditen von über 5 Prozent auf 32 Prozent, doch auch hier kommen Renditen von über Prozent vor. Es ist zu berücksichtigen, dass in diesem Berechnungsmodell die Anlagen innerhalb der Vergütungsdauer komplett abgeschrieben werden. Für die Berechnung mittels neuer KEV-Sätze bedeutet dies eine fünf Jahre kürzere Abschreibungsdauer. Damit verbleiben für die Jahre 20 bis 25 komplett abgeschriebene Werke, welche die produzierte Energie zu Marktpreisen verkaufen und ihre Rentabilität stark steigern können. Um einen Vergleich zwischen neuen und alten KEV-Sätzen herstellen zu können, müssten diese Erlöse ebenfalls in die Rentabilitätsrechnung einbezogen werden. Die zu erwartenden Markterlöse sind jedoch mit grossen Unsicherheiten behaftet, weshalb sich diese Arbeit auf die Analyse der alten KEV-Sätze konzentriert. Dieser Bericht bezieht die zurzeit im Parlament im Rahmen der Energiestrategie 2050 diskutierten Gesetzesänderungen nicht mit ein. Geht man davon aus, dass Renditen von über 5 Prozent als nicht gerechtfertigt gelten, weisen nur schon die 34 hier untersuchten Anlagen ungerechtfertigte Gewinne von über 2.5 Millionen Franken pro Jahr aus was über die gesamte Vergütungsdauer mehr als 60 Millionen Franken ausmacht! Eine grobe Hochrechnung im Hinblick auf alle Wasserkraftanlagen mit KEV-Zusage kommt auf eine totale Überzahlung von 400 Millionen Franken. Es kann also davon ausgegangen werden, dass mangels einer genauen Bestimmung der Gestehungskosten Hunderte von Millionen Franken in ungerechtfertigten Gewinnen verpuffen. Daraus folgt, dass die KEV Wasserkraft im Hinblick auf ihre Effizienz stark hinterfragt werden muss. Mit der für diese Studie verwendeten Methode wurden die Anlagen innerhalb der KEV-Vergütungsdauer (25 Jahre, neu 20 Jahre) komplett abgeschrieben. Unter Annahme eines langfristigen Elektrizität-Marktpreises von über 8 Rp./kWh verbleiben dank vollständiger Rückzahlung der Amortisationskosten anschliessend an die Vergütungsdauer hochrentable Werke (Golden End). Da Wasserkraftanlagen auf wesentlich längere Zeiträume als die KEV-Vergütungsdauer ausgelegt sind (Wasserrechtskonzessionen werden üblicherweise für 60 bis 80 Jahre vergeben), ist die Problematik der zu hohen Renditen sogar noch grösser, als dies die oben genannten Zahlen vermuten lassen. Es konnte so aufgezeigt werden, dass bei der KEV Wasserkraft: - sich die heutige Berechnungsmethode der Vergütung mittels standortunabhängigen Referenzanlagen nicht eignet - Fördermittel in dreistelliger Millionenhöhe in ungerechtfertigten Gewinnen verpuffen, was die Effizienz der KEV als Ganzes stark schmälert - die KEV Wasserkraft durch diese Überzahlung falsche Anreize schafft 2

3 Die Ziele einer Förderung müssten allerdings sein: 1. neue Technologien zur Marktreife zu führen 2. nur Anlagen, welche sich an den jeweiligen Standorten eignen d.h. neben ökonomischer Effizienz auch ökologisch möglichst wenig Beeinträchtigungen mit sich bringen zu unterstützen Leider wird die KEV Wasserkraft diesen Anforderungen nicht gerecht. Das Problem der Überzahlung wurde in der neuen EnV ( ) zwar angepasst v.a. konnten die übertriebenen Anreize für Kleinstanlagen etwas reduziert werden es besteht jedoch immer noch grosser Verbesserungsbedarf. Es muss vor allem bedacht werden, dass zwar die Rentabilität innerhalb der betrachteten 20 Jahre verglichen mit den alten Vergütungssätzen etwas zurückging, die Anlagen aber dank der kurzen Abschreibdauer mit einem längeren Golden End rechnen dürfen (unter Voraussetzung einer Erholung des Strompreises auf mehr als 5 Rp./kWh). Bei einem langfristigen Strompreis von über 8 Rp./kWh wäre ein Weiterbetrieb in den meisten Fällen vermutlich hochrentabel. Im Fall von langfristig extrem tiefen Marktpreisen würden viele der heute geförderten Anlagen wohl stillgelegt, womit die Wirkung der über 20 Jahre betriebenen Förderung in diesen Fällen verpuffen würde. Falls an einer Förderung im Bereich der Wasserkraft auch in Zukunft festgehalten wird, sollte diese auf volkswirtschaftliche und ökologische Grundsätze ausgerichtet werden: - Keine unspezifische, flächendeckende Förderung: Anstatt einer Breitbandförderung sollen die Stärken der Wasserkraft gefördert werden: - Grosse Produktionsmenge zu tiefen Gestehungskosten bei bestehenden Anlagen Fortbestand und Effizienzsteigerung bestehender Anlagen sicherstellen - Systemrelevante Dienstleistungen unterstützen (Leistungsbereitstellung, Netzausgleich, Energiespeicherung) - Keine Anlagenvergoldung: Begrenzung der Totalerlöse von Vergütungen und Verkauf auf effektive (im Einzelfall zu bestimmende) Gestehungskosten. - Keine Diskriminierung grosser Wasserkraftwerke gegenüber kleineren: Beiträge nicht anhand der Grösse, sondern anhand der Energie-Wertigkeit und der Kosten- Nutzen-Effizienz (auch unter Miteinbezug von Natur und Landschaft). - Fokus auf Kraftwerkstypen und -standorte, welche die Umwelt möglichst wenig belasten: Es sollen Förderkriterien eingefügt werden, um die ökonomischen und ökologischen Kosten pro geförderte Kilowattstunde zu minimieren. Dabei ist folgenden Prioritäten zu folgen: 1. die Erhöhung der Effizienz bestehender Anlagen sowie Neben- und Doppelnutzungen (z.b. Schwallausleitkraftwerke oder Infrastrukturanlagen) 2. Moderater Ausbau bestehender Anlagen mit geringen Auswirkungen auf Natur und Umwelt 3. Neukraftwerke ohne oder mit sehr geringen Auswirkungen auf Natur und Umwelt 3

4 Produktion aus Förderung [GWh] Studie Kosten KEV Wasserkraft Ausgangslage Die Kostendeckende Einspeisevergütung in Kürze (KEV) Mit der Einführung einer kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) im Energiegesetz sind seit dem die Rahmenbedingungen geschaffen, um die Produktion von erneuerbaren Energien zu fördern. Die KEV deckt die Differenz zwischen Produktion und Marktpreis und garantiert den Produzentinnen und Produzenten von erneuerbarem Strom einen Preis, der ihren Produktionskosten entsprechen sollte. Gespeist wird der KEV-Fonds von allen Stromkonsumentinnen und -konsumenten, die pro verbrauchte Kilowattstunde eine Abgabe bezahlen. Die Förderung konzentriert sich dabei nicht ausschliesslich auf neue erneuerbare Produktionsformen (Sonne, Wind, Geothermie und Biomasse), sondern setzt geradezu einen Schwerpunkt bei der Förderung von Kleinwasserkraftwerken (bis Megawatt Durchschnittsleistung). Die Wasserkraft hat mit bis zu 50 Prozent den höchsten möglichen Anspruch auf die Fördergelder im KEV-Fonds. Alle anderen Technologien haben einen maximalen Anspruch von 30 Prozent (vgl. EnG Art. 7a Abs. 4). Dementsprechend hoch ist der Anteil der Wasserkraft an der gesamten Produktion aus Förderung (siehe Abbildung 1) 1 : Seit Inkrafttreten der KEV wurden über 00 Wasserkraftwerke zur Förderung angemeldet, wovon rund 350 bereits in Betrieb sind. Geothermie Wind Biomasse Photovoltaik Wasserkraft Q4/2011 Q1/2012 Q2/2012 Q3/2012 Q4/2012 Q1/2013 Q2/2013 Q3/2013 Abbildung 1: Grafische Darstellung der mittels KEV bereits geförderten Energieproduktion seit Quartal 4 im Jahr Allgemeine KEV-Statistik, Stand : 4

5 Projektierte Produktion [kwh] Studie Kosten KEV Wasserkraft In Produktion Projektfortschritt Noch nicht realisiert Abbildung 2: Prozentuale Anteile der verschiedenen Technologien an der Förderung für in Betrieb genommene Anlagen (links), Anlagen mit gemeldetem Projektfortschritt (Mitte) sowie noch nicht realisierte Projekte (rechts); alle Anlagen haben die Zusage für eine Förderung erhalten. Bei Betrachtung der projektierten Produktion (Abbildung 3) wird die starke Favorisierung der Wasserkraft gegenüber anderen Technologien deutlich. Nebst Biomasse-Anlagen kommt der grösste Anteil an geförderter Produktion aus der Wasserkraft. Viele weitere Anlagen sind angemeldet und ein Grossteil der noch nicht realisierten projektierten Produktion kommt ebenfalls aus der Wasserkraft, hier hat nur Wind einen noch höheren Anteil. Die meisten Kraftwerke, sowohl in Betrieb als auch geplant, befinden sich in den Kantonen Bern, Graubünden, St.Gallen und Wallis noch nicht realisiert Projektfortschritt in Betrieb Wasserkraft Photovoltaik Biomasse Wind Geothermie Abbildung 3: Projektierte Produktion der Technologien, gestaffelt nach Stand des Projektes (in Betrieb, Projektfortschritt gemeldet und noch nicht realisiert). Die Vergütungssätze für die unterschiedlichen Technologien sind in den Anhängen der Energieverordnung festgelegt. Dabei werden die Berechnungen theoretischer Gestehungskosten anhand von Referenzanlagen als Grundlage verwendet. Das heisst, es wird abgeschätzt, wie hoch die Gestehungskosten eines Kraftwerks einer bestimmten Bauweise und Grössenord- 5

6 Vergütung [Rp./kWh] Studie Kosten KEV Wasserkraft nung zu liegen kommen sollten. Die Vergütungsdauer betrug in der Vergangenheit je nach Technologie 20 bis 25 Jahre (bei der Wasserkraft 25 Jahre). Neu wurde die Vergütungsdauer für alle Technologien auf 20 Jahre gesenkt 2. Aufgrund der zu erwartenden technologischen Fortschritte und zunehmender Marktreife der Technologien unterliegen die Vergütungstarife einem Absenkpfad mit einer Ausnahme: Vergütungen bei der Wasserkraft werden nicht gesenkt, da bei dieser ausgereiften Technik nicht mit technologischen Entwicklungen zu rechnen ist, welche die Stromgestehungskosten bei neuen Anlagen senken würden kw 30 kw 50 kw 0 kw 150 kw neue KEV-Sätze WK alte KEV Sätze WK Photovoltaik, freistehend Photovoltaik, angebaut Biomasse 300 kw 500 kw 1MW >1 MW 3 MW 5 MW MW20 MW >20 MW äquivalente Leistung [kw] Abbildung 4: Wasserkraft-Vergütung nach neuen und alten Sätzen in Abhängigkeit der Leistungsgrösse und im Vergleich mit Photovoltaik und Biomasse gemäss EnV. Unterschiedliche Vergütungsdauern sind zu berücksichtigen (neue KEV-Sätze Wasserkraft: 20 Jahre, alte KEV-Sätze Wasserkraft: 25 Jahre, weitere Technologien alle nach neuer EnV Photovoltaik: 20 Jahre, Biomasse: 20 Jahre). Stromgestehungskosten bei Wasserkraftwerken an offenen Gewässern fallen, je nach Standorteignung, sehr unterschiedlich aus, selbst bei ähnlichen Kraftwerkstypen. Die natürlichen Gegebenheiten wie zum Beispiel Abfluss, Gefälle, Gestein oder Geschiebe spielen eine zentrale Rolle für die Gestehungskosten. Das Handbuch für Kleinwasserkraftwerke des BFE 3 hat Standort, installierte Leistung, hydraulisches Potential, Nutzungsgrad sowie Kapitalkostenparameter als wichtigste Kostenfaktoren identifiziert. Mit dem heutigen System einer Vergütung basierend auf theoretischen Referenzwerten wird es daher immer einzelne Kraftwerke geben, welche höhere oder tiefere Gestehungskosten als einen eventuellen KEV-Satz haben. Ziel der KEV sollte es sein, eine Technologie zur Marktreife zu führen und möglichst viele erneuerbare Energien zu fördern. Daraus folgt, dass eine Überzahlung von Kraftwerken einzudämmen ist, nur schon um die Gesamt-Effizienz des Förderinstrumentes zu verbessern. Eine Überzahlung von Kraftwerken und die damit verbundenen Negativschlagzeilen sind zudem schlecht für die gesellschaftliche Akzeptanz des Förderinstrumentes. Fehlanreize führen weiter dazu, dass Kraftwerke an ungeeigneten Standorten gebaut werden, sprich an Standorten, welche sich aus ökologischen, landschaftlichen oder wirtschaftlichen Rahmenbedingungen nicht für ein Kraftwerk eignen. 2 Vernehmlassung zur Änderung der Energieverordnung (EnV) und Herkunftsnachweisverordnung (HKNV); Aug./Sep Handbuch Kleinwasserkraftwerke, Informationen für Planung, Bau und Betrieb, Bundesamt für Energie (BFE),

7 Der WWF untersuchte für diese Studie alle ihm zugänglichen Dokumente zu Gestehungskosten und KEV-Vergütungen bei Kleinwasserkraftwerken, um nachzuprüfen, inwiefern bei der KEV Wasserkraft solche falsche Anreize und Ineffizienzen bestehen. Vergütungssätze, welche nicht den effektiven Gestehungskosten entsprechen, führen zu: - Marktverzerrungen und damit auch Ineffizienzen ausserhalb des KEV-Models - Verschwendung von Fördergeldern was o die Förderwirkung der Mittel beschneidet o die Akzeptanz des Förderinstrumentes schmälert - Verzerrungen eines Ausgleichs zwischen den Technologien - Druck auf Kraftwerksstandorte die energie- und umweltpolitisch fragwürdig sind (in diesem Fall natürliche Gewässer). Vergütungen der KEV Wasserkraft Die Berechnung von Gestehungskosten wird in der Regel aufgrund der Höhe der Investition und der auflaufenden Betriebskosten durchgeführt. In den Anhängen der Energieverordnung sind die KEV-Vergütungen für die Kleinwasserkraft festgelegt. Die Vergütungssätze setzen sich aus einer Grundvergütung, aus dem Druckstufen-Bonus und aus einem Wasserbau- Bonus zusammen. Die Grundvergütung und der Wasserbaubonus werden anhand der äquivalenten Leistung bestimmt, worunter die durchschnittliche Leistung während eines gesamten Produktionsjahres verstanden wird. Je kleiner die Leistung, desto höhere Beiträge werden pro kwh bezahlt (vgl. Abbildung 5). Der Druckstufenbonus wird anhand der Brutto- Fallhöhe bestimmt: je geringer diese ist, desto höher ist die zusätzliche Vergütung. Der Berechnung der Vergütung sollte gemäss den Bundesbehörden eine Rendite von 5 Prozent zugrunde liegen. Mit den alten KEV-Sätzen (gültig bis ) sind maximale Sätze von bis zu 35 Rp./kWh möglich, für die revidierten KEV-Sätze (gültig ab ) ergeben sich maximale Vergütungen von 25 Rp./kWh in der Kategorie 1 natürliche Gewässer bzw. 39 Rp./kWh in der Kategorie 2 bereits genutzte Gewässerstrecken (siehe Tabelle 1). Tabelle 1: Übersicht der kumulativen Vergütungen für die Wasserkraft für alte und neue KEV-Sätze (Maximum Kategorie 2 in Klammern). Alte KEV-Sätze Neue KEV-Sätze Grundvergütung Rp./kWh (27.9) Rp./kWh Wasserbaubonus Rp./kWh (6.2) Rp./kWh Druckstufenbonus Rp./kWh Rp./kWh Im Rahmen der Revision der Energieverordnung (EnV) und Herkunftsnachweis-Verordnung (HKNV) wurden verschiedene Anpassungen bei der KEV Wasserkraft vorgenommen: 1. Neu werden Kleinwasserkraftwerke in zwei Kategorien unterteilt: Kategorie 1 umfasst Anlagen an natürlichen Gewässern. Kategorie 2 umfasst Infrastrukturanlagen (z.b. 7

8 Vergütung [Rp./kWh] Studie Kosten KEV Wasserkraft Trinkwasser- oder Restwasser-Dotierkraftwerke) mit geringen Auswirkungen auf die Umwelt. 2. Innerhalb der Leistungsklasse < kw bis 300 kw erhalten kleine Anlagen einen tieferen und grössere Anlagen einen höheren Vergütungssatz als vorher. 3. Die Vergütungsdauer wurde von 25 auf 20 Jahre verkürzt, die Beiträge wurden entsprechend angepasst (erhöht). Der Anreiz innerhalb der Wasserkraft sollte somit von neuen Anlagen an natürlichen und ökologisch wertvollen Gewässern auf bereits genutzte Strecken verlagert werden (Punkt 1). Nichtdestotrotz ist der Anreiz auch an natürlichen Gewässern für Projektanten relativ hoch, auch im Vergleich zu anderen Technologien, insbesondere der Photovoltaik. Die KEV-Sätze für angebaute Photovoltaikanlagen werden im Jahr 2015 auch für die kleinen Anlagen auf unter 20 Rappen sinken, womit Photovoltaikanlagen bereits weniger stark unterstützt werden als die kleinsten Wasserkraftwerke. Photovoltaikbeiträge werden bekanntlich auch in Zukunft weiter sinken. Im Gegensatz dazu ist für die Beiträge für Kleinwasserkraftwerke kein Absenkpfad vorgesehen. Abbildung 5 zeigt die maximale Vergütung für Wasserkraftanlagen in Abhängigkeit ihrer äquivalenten Leistung. Es wird deutlich, wo die stärksten Veränderungen mit den Vergütungen der revidierten EnV auftreten: im Bereich bis 50 kw werden die Beiträge stark reduziert, da die Leistungsklassen unter 300 kw entfallen (bis wurden Anlagen unter kw mit 26 Rp./kWh grundvergütet, Anlagen unter 50 kw mit 20 Rp./kWh, neu werden alle unter 300 kw mit 16.1 Rp./kWh grundvergütet). Im gesamten mittleren Bereich von 300 kw bis 1 MW werden dafür aber höhere Maximalsätze möglich. Die maximalen Vergütungen bei grösseren Anlagen über 1 MW fallen wiederum geringer aus Grundvergütung Wasserbaubonus Druckstufenbonus 20 0 äquivalente Leistung [kw] Abbildung 5: Vergütung in Abhängigkeit der Grösse einer Anlage unter der Annahme des vollen Druckstufenbonus (Fallhöhe max. 5 m) für die alten KEV- Sätze (blasse Farben) und die neuen KEV-Sätze (kräftige Farben). Vorgehen Analyse der Fallbeispiele Die Verzinsung der Gesamtinvestition bzw. die resultierende Unter- oder Überzahlung wurde in einem schrittweisen Verfahren errechnet. Als erstes wurde aus den durchschnittlichen monatlichen Abflusswerten und der Fallhöhe die Bruttoleistung berechnet. Aus der Bruttoleistung wurde mittels geschätzten Produktionsstunden die Bruttoproduktion ermittelt, welche dann unter Verrechnung eines Wirkungsgrades zur Nettoproduktion führt. Diese wurde mit den vorhandenen Daten aus den technischen Berichten, Präsentationen oder UVB der Projektanten abgeglichen. Der Wirkungsgrad für Peltonturbinen wurde mit Prozent, für Kaplan oder Francisturbinen mit Prozent angenommen. 8

9 Aus den gewonnen Daten wurden anschliessend die KEV-Vergütungen (Grundvergütung, Druckstufenbonus, Wasserbaubonus) berechnet. Diese Berechnungen wurden gemäss dem Tarifrechner der Swissgrid vollzogen und nochmals mit den Unterlagen der Projektanten verglichen. 4 Stromproduktion und KEV-Vergütungssatz ergaben die jährlichen Einnahmen für den Elektrizitätsverkauf für die nächsten 25 bzw. 20 Jahre. Davon wurde die Amortisation für 25 bzw. 20 Jahre sowie die Verzinsung mit 5 Prozent gemäss folgender Formel abgezogen. a = K p (1 + p)n (1 + p) n 1 K = Baukorsten in Sfr. // p = Verzinsung (5%) // n = Abschreibung in Jahren (25 resp. 20)//a = Annuität Die Anlagen wurden somit vollständig über 25 bzw. 20 Jahre abgeschrieben. Die üblichen Abschreibungszeiträume, welche vom Bundesamt für Konjunkturfragen 5 angegeben werden, sind in Tabelle 2 zusammengefasst: Die mittlere Amortisationsdauer beträgt Jahre. Eine ETH-Studie 6 erachtet 25 Jahre ebenfalls als sinnvollen Betrachtungszeitraum. Bei Wasserkraftwerken wird allerdings je nach Anlageteil üblicherweise mit längeren Abschreibungszeiträumen gerechnet, da die Konzessions- und somit Betriebsdauer zumeist wesentlich länger ist. Beispielweise gehen Kaltschmitt und Streicher (2009) 7 von einer technischen Lebensdauer für bauliche Komponenten von 70 Jahren bzw. 40 Jahre für elektrische Anlagen und Maschinen aus. Im Anbetracht dieser Unsicherheiten und der Schwierigkeit, Annahmen zu Elektrizitäts-Absatzpreisen nach Ablauf der Vergütungsperiode zu machen, wurde für diese Studie vereinfachend eine Abschreibung innerhalb der KEV-Vergütungsdauer gewählt. Daraus folgen zwei Dinge: 1. Geht man davon aus, dass eine Abschreibungsdauer von 20 bzw. 25 Jahren zu kurz ist, sind die errechneten Renditen zu tief (Golden End) 2. Resultate für die alten und neuen KEV-Sätze sind nur bedingt vergleichbar. Beiden liegt gemäss BFE eine länger dauernde und differenzierte Abschreibungsdauer zugrunde. Die effektive Rentabilität hängt damit stark von den Marktpreisen für Elektrizität nach Ende der KEV-Vergütungsdauer ab je kürzer die Vergütungsdauer desto grösser wird diese Unsicherheit. Im Anbetracht dessen, dass bei der Neugestaltung der KEV-Sätze vor allem relative Änderungen eingebracht wurden, sollte sich die Rentabilität über die gesamte Menge der Anlagen nicht stark verändern (die Sätze wurden nicht generell erhöht oder gesenkt sondern je nach Grössenklasse und Bonus-Art neu justiert, d.h. für einige Grössen und Typenklassen erhöht sich die Rentabilität über die gesamte Lebensdauer, für andere sinkt sie). Deshalb und um zumindest die Unsicherheiten aufgrund der Annahme von Elektrizitätsmarkpreisen für die Jahre auszuräumen, wurde für diese Studie vor allem auf die alten KEV-Sätze fokussiert Bundesamt für Konjunkturfragen, Einführung in Bau und Betrieb von Kleinwasserkraftwerken. Impulsprogramm PACER Erneuerbare Energien. 6 Manser, J., Feed-in Tarifs and Economic Profit of Small Hydropower Plants in Switzerland, Master Thesis, Departement of Management, Technology and Economics, ETH Zürich. 7 Kaltschmitt & Streicher, Regenerative Energien in Österreich. Viewer und Teubner, Wiesbaden. 9

10 Tabelle 2: Abschreibungszeiträume für die verschiedenen Kostenkategorien von Kleinwasserkraftwerken gemäss dem Bundesamt für Konjunkturfragen. Kostenkategorie Dauer [Jahre] Konstruktion Elektromechanik Zusätzliches Unvorhergesehenes Total Die Unterhaltskosten wurden gemäss Annahmen aus dem Handbuch für Kleinwasserkraftwerke (BFE 20 8 ) geschätzt. Die Kostensätze für den Unterhalt in Prozent der Investitionskosten der Komponenten entstammender Tabelle 3. Tabelle 3: Übersicht über die Unterhaltskosten als Anteil der Investitionskosten in Prozent. Leistung 20 kw 0 kw 300 kw 1 MW MW 0 MW Baumeisterarbeiten 3 % 2 % 1.5 % 1 % 0.8 % 0.6 % Elektromechanik 4 % 3 % 2.7 % 2.5 % 2.5 % 2.5 % Die resultierenden Unterhaltskosten sowie der Wasserzins (1.- CHF pro kw Bruttoleistung) wurden vom jährlichen Elektrizitätsverkaufsertrag abgezogen. Zusätzliche 2 der Baukosten wurden für Versicherung, diverse Kosten sowie Administration abgezogen. Der Endbetrag stellt den jährlichen Gewinn für die Projektanten dar. Ist er positiv, dann stellt dies eine höhere Gesamtinvestitionsverzinsung als 5 Prozent dar. Ist er negativ, dann liegt die Verzinsung unter den 5 Prozent, die im Modell angenommen wurde. Der Gewinn bzw. Verlust kann somit den empfohlenen 5 Prozent zugeschlagen bzw. abgezogen werden. Daraus resultiert die Gesamtverzinsung über 25 bzw. 20 Jahre des betrachteten Werkes, welche entweder eine Überzahlung oder eine Unterzahlung darstellt. Datengrundlage Bestandteile des Datensatzes Für die Analyse konnte auf 34 Fallbeispiele der letzten 5 Jahre zurückgegriffen werden. Dabei wurden alle Projekte mit ausreichender Datengrundlage verwendet (siehe Abbildung 6), d.h. es fand keine Vorselektion bezüglich Kostenstruktur oder KEV-Vergütungssätzen statt. Die meisten der Projekte weisen eine äquivalente Leistung zwischen 300 kw und 3 MW aus

11 Prozent der Datensätze wurde aus spezifischen Projektdokumenten bereits weit entwickelter Projekte entnommen, z.b. aus Wirtschaftlichkeits- und Umweltverträglichkeitsberichten o- der aus technischen Berichten. Rund 15 Prozent basieren auf Machbarkeitsstudien und ein Viertel der Datensätze wurde im Rahmen von Runden Tischen oder anderweitigem direktem Austausch mit Wasserkraftpromotoren in Erfahrung gebracht < >3000 Äquivalente Leistung [kw] Projektauflagen (Wirtschaftlichkeitsberichte, UVB, technische Berichte) 58 % Runde Tische, Präsentationen 25 % Machbarkeitsstudien 17 % Abbildung 6: Anzahl verwendeter Fallbeispiele pro Leistungsklasse (links) sowie prozentualer Anteil der Datenquellen (rechts). Validität des Datensatz Inwiefern die 34 Einzelprojekte einen repräsentativen Datensatz für alle mittels KEV geförderten Wasserkraftwerke bildet, ist schwierig zu beurteilen. Es bestand keine Vorselektion durch den WWF. Da die Quelldokumente (technische Berichte, Potentialstudien, etc.) nicht für eine Überprüfung der Vergütungsätze oder eine politische Kommunikation bestimmt waren, kann davon ausgegangen werden, dass sie die tatsächliche Kostenstruktur relativ gut abbilden. Es sind aber gewisse Einschränkungen zu machen: - Es handelt sich ausschliesslich um Wasserkraftwerke an natürlichen Gewässern, d.h. es sind keine Infrastrukturwerke (Trinkwasser-, Abwasser- oder Dotierkraftwerke) im Datensatz enthalten. Es können also keine Analogien zu Infrastrukturkraftwerken gemacht werden. Die Fallbeispiele entsprechen somit alle der Kategorie 1 natürliche Gewässer der revidierten EnV. - Es kann davon ausgegangen werden, dass der WWF nur bei Kraftwerken involviert wird und damit Einsicht in die Projektdokumentation bekommt, wo effektiv eine ökologische Beeinträchtigung vorliegt. Es handelt sich also primär um Werke mit Auswirkungen auf Natur und Landschaft. - Es handelt sich bei den meisten Anlagen um neue Kraftwerke (28 Projekte) und weniger um Modernisierung oder den Ausbau bestehender Anlagen (6 Projekte). - Eine Involvierung des WWF fand fast ausschliesslich bei Kraftwerken zwischen 0 kw und 3 MW statt. Wir führen dies darauf zurück, dass gerade bei Wasserkraftwerken dieser Grössenordnung der Konflikt mit Natur und Landschaft von grosser Relevanz ist. Resultate Gestehungskosten und KEV-Vergütungen der untersuchten Projekte im Überblick Die Stromgestehungskosten der in dieser Studie betrachteten 34 Anlagen reichen von bis 30 Rp./kWh. Abbildung 7 zeigt die Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der äquivalenten Leistung. Die Stromgestehungskosten streuen stark für sehr kleine Anlagen und variieren 11

12 Gestehungskosten [Rp/kWh] Studie Kosten KEV Wasserkraft über alle Leistungsklassen hinweg mit einer Spanne von bis zu Rp./kWh. Eine Unter- bzw. Überzahlung ist im Bereich der Kleinanlagen am wahrscheinlichsten. Die Analyse der Daten zeigt, dass bei Kleinwasserkraftwerken die Investitionen pro kw installierte Leistung stark von der Kraftwerksgrösse abhängen. Kleine Anlagen weisen höhere Stromgestehungskosten auf äquivalente Leistung [kw] Abbildung 7: Stromgestehungskosten für die 34 untersuchten Fallbeispiele in Abhängigkeit der äquivalenten Leistung. Die Vergütungen der in dieser Studie betrachteten 34 Anlagen reichen gemäss alten bzw. neuen KEV-Vergütungssätzen von 12 bis 26 bzw. 23 Rp./kWh. Damit werden die Kraftwerksklassen mit den höchsten Beiträgen von bis zu 35 Rp./kWh (alte KEV-Sätze) bzw. 25 Rp./kWh (neue KEV-Sätze, Kategorie 1) von dieser Studie nicht abgedeckt. Es ist jedoch zu berücksichtigen, dass die kleinsten Anlagen oft aus dem Infrastrukturbereich kommen und somit in Kategorie 2 ( bereits genutzte Gewässerstrecken ) der neuen EnV fallen, welche mit höheren Beiträgen gefördert werden. Abbildung 8 zeigt deutlich, dass Anlagen mit kleiner äquivalenter Leistung die höchsten Vergütungen erhalten. Eine relative Reduktion der Vergütung bei sehr kleinen Anlagen (wobei die Kleinstanlagen mit den untersuchten Fallbeispielen unterrepräsentiert sind) sowie eine relative Erhöhung der Vergütung im unteren mittleren Bereich (300 kw - 1 MW) sind ersichtlich (vgl. Abbildung 5). 12

13 Vergütung [Rp./kWh] Vergütung [Rp/kWh] Studie Kosten KEV Wasserkraft neue KEV-Sätze alte KEV-Sätze äquivalente Leistung [kw] Abbildung 8: Vergütungen der betrachteten Fallbeispiele in Abhängigkeit der äquivalenten Leistung Betrachtet man die Vergütungen im Vergleich mit den Gestehungskosten (Abbildung 9), so wird deutlich, dass in vielen Fällen eine Überzahlung stattfindet (alle Datenpunkte welche über der Linie zu liegen kommen stehen für eine Überzahlung, jene unterhalb der Linie für eine Unterzahlung). Es kommen auch einige darunter zu liegen, was ebenso als Zeichen einer nicht idealen Strukturierung zu werten ist. Allerdings ist zu beachten, dass Renditen von knapp 5 Prozent, vor allem auch in Anbetracht der geleisteten Absatzgarantien, keineswegs als schlecht einzustufen sind Alte KEV Sätze Neue KEV-Sätze Gestehungskosten [Rp./kWh] Abbildung 9: Vergütungen mit alten und neuen KEV-Sätzen im Vergleich mit den entsprechenden Gestehungskosten bei den untersuchten Fallbeispiele. Renditen Mit den alten KEV-Sätzen erzielen mehr als 60 Prozent der Anlagen eine Rendite von über 5 Prozent und somit mehr, als die durch den Bund anvisierten 5 Prozent (Abbildung ). Für 13

14 Verzinsung [%] Studie Kosten KEV Wasserkraft die neuen KEV-Sätze reduziert sich dieser Anteil auf knapp über 30 Prozent es findet aber nach wie vor bei kleineren bis mittleren Anlageklassen eine sehr hohe durchschnittliche Überzahlung statt, obwohl die vorliegende Berechnungsmethode von einer vollständigen Abschreibung der Anlagen innerhalb von 20 Jahren ausgeht. Bei Wasserkraftwerken wird je nach Anlageteil üblicherweise mit viel längeren Abschreibungszeiträumen gerechnet, da die Konzessions- und somit Betriebsdauer zumeist wesentlich länger ist. Beispielweise gehen Kaltschmitt und Streicher (2009) 9 von einer technischen Lebensdauer für bauliche Komponenten von 70 Jahren bzw. 40 Jahre für elektrische Anlagen und Maschinen aus. Würde berücksichtigt, dass ein abzuschreibender Anteil nach der Vergütungsdauer übrig bliebe, müssten sämtliche Renditenangaben nach oben korrigiert werden. Bei der Betrachtung nach äquivalenter Leistung wird folgendes ersichtlich: Je kleiner die Anlagen sind, desto grösser die Streuung der Gestehungskosten (siehe Abbildung 7) und dementsprechend auch die Streuung der Rendite (Abbildung ). Höchste durchschnittliche Rendite nach alten KEV-Sätzen für die kleinsten Anlagen (<0 kw), nach neuen KEV-Sätzen jedoch für die Leistungsklasse kw (was immer noch sehr kleine Anlagen sind), Abbildung Starke Abnahme der Rendite bei den grösseren Anlagen (über 1 MW) 16% alte KEV-Sätze 14% 12% % 8% 6% 4% 2% neue KEV-Sätze % 8% 6% 4% 2% 0% Alte KEV-Sätze Neue KEV-Sätze 0% äquivalente Leistung [kw] Äquivalente Leistung [kw] Abbildung : Rendite der untersuchten Fallbeispiele in Abhängigkeit ihrer äquivalenten Leistung im Vergleich mit der vom Bund anvisierten 5-Prozent- Grenze (links) sowie durchschnittliche Rendite pro Leistungsklasse (rechts). Da in dieser Analyse die Golden End -Problematik aufgrund der Unsicherheiten für die Markpreise nach Ablauf der Vergütungsdauer nicht in Zahlen gefasst wurde, sind insbesondere die Resultate nach alten KEV-Sätzen von Interesse. Die Anzahl Fallbeispiele, welche nach alten KEV-Sätzen jeweils in verschiedenen Renditeklassen zu liegen kommen, sind in Abbildung 11 verdeutlicht. Die zum Teil auch sehr tiefen Renditen sind ein Hinweis darauf, dass die diesem Bericht zugrunde liegenden Berechnungen konservativ durchgeführt wurden. Eine Rendite von weit unter 3 Prozent würde wohl kaum einen positiven Investmententscheid auslösen, d.h. die effektiven Renditen werden oft sogar noch höher zu liegen kommen. 9 Kaltschmitt & Streicher, Regenerative Energien in Österreich. Viewer und Teubner, Wiesbaden. 14

15 0-1% 0 1-3% 3 3-5% 5-7.5% Abbildung 11: Anzahl Fallbeispiele pro Renditeklasse für die alten KEV-Sätze. Vergleich mit weiteren Studien Dem WWF sind zwei Studien bekannt, welche sich mit den Gestehungskosten von Kleinwasserkraftwerken auseinandersetzen. Die Studien von Kaltschmitt (Österreich) und dem BMU (Deutschland) weisen ein breites Band an Gestehungskosten je nach Grösse und Rahmenbedingungen aus. Der durch den WWF erstellte Datensatz kommt auf tendenziell leicht höhere Gestehungskosten als die Literatur (Abbildung 12). Diese Beobachtung ist erklärbar: einerseits kann davon ausgegangen werden, dass aufgrund des hohen Wasserkraft- Ausbaugrades in der Schweiz die verbleibenden Kraftwerksprojekte ganz im Sinne der Verknappung einer Ressource in der Tendenz höhere Gestehungskosten aufweisen und andererseits sind die Kosten im der Schweiz tendenziell höher als in Deutschland und Österreich. Zudem wurde bewusst konservativ gerechnet, das heisst es resultieren eher zu hohe Gestehungskosten als zu tiefe. Die in der Literatur erwähnten Gestehungskosten fallen generell tiefer aus, als die durch die KEV ausbezahlten Vergütungen. Abbildung 12 vergleicht die Resultate dieser Studien mit den in der Schweiz bezahlten KEV-Vergütungen. Der Vergleich zeigt, dass die in der Schweiz ausbezahlten Vergütungen vergleichsweise sehr hoch sind. Vor allem bei der Modernisierung bestehender Anlagen, für welche die Literatur besonders tiefe Gestehungskosten ausweist (unteres Ende der grünen Balken), liegen die KEV-Wasserkraft-Vergütungen sehr hoch. Abbildung 12: Vergleich der Gestehungskosten der Fallbeispiele (links) sowie der KEV-Vergütungen (rechts) mit Literaturwerten für verschiedene Leistungsklassen. BMU, 2011.Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2011 gemäss 65 EEG, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Deutschland 15

16 Analyse der Überzahlung in totalen Kosten für KEV Um die durch ungerechtfertigte Gewinne erwirkten Überzahlungen abschätzen zu können, wurden die in dieser Arbeit ermittelten Zahlen wie folgt hochgerechnet. Renditen von über 5 Prozent wurden als nicht gerechtfertigt definiert und daraus die jährliche Übervergütung der im Datensatz vorhandenen Kraftwerke für die Anlagen mit einer Rendite > 5 Prozent ermittelt. Für die 34 Anlagen ergibt sich dabei eine Übervergütung von über 2.5 Millionen pro Jahr, was über die gesamte Vergütungsdauer über 60 Millionen Franken ausmacht. Um die totalen Überzahlungen des heutigen KEV-Kleinwasserkraft-Systems abschätzen zu können, wurden diese Zahlen anhand des Produktionsverhältnisses zwischen den hier analysierten 34 Anlagen und aller Anlagen mit positivem Bescheid (in Betrieb, Fortschritt gemeldet, noch nicht realisiert) hochgerechnet 11. Da der vorliegende Datensatz keine Informationen zur Kostenstruktur von Infrastrukturanlagen liefert, wurde von der Produktionsmenge aller Anlagen mit positivem Bescheid 15 Prozent abgezogen 12. Die Resultate sind deshalb nur im Hinblick auf Kraftwerke an Gewässern von Bedeutung. Diese erste grobe Annäherung kommt auf eine totale Überzahlung von knapp 300 Millionen Franken für die neuen KEV-Sätze und von fast 400 Millionen nach alten KEV-Sätzen. Es ist zu bedenken, dass die 34 Anlagen sowie beinahe alle Anlagen der aktuellen Projektliste mit KEV-Zusage noch zu alten KEV-Sätzen vergütet werden. Wie bereits beschrieben kann zudem davon ausgegangen werden, dass die Berechnungen mit den alten KEV-Sätzen ein realistischeres Bild vermitteln und die Rentabilität sogar noch eher unterschätzen. Somit kann abschliessend festgehalten werden, dass trotz relativ grosser Unsicherheiten aufgrund der relativen kleinen Datenmenge aber im Anbetracht der in diesen Zahlen noch nicht abgebildeten Golden End -Problematik von einer totalen Überzahlung von mindestens mehreren Hundert Millionen Franken ausgegangen werden kann. Datensatz (34 Projekte) alle Werke mit Zusage KEV Sätze pro Jahr Vergütungsdauer pro Jahr Vergütungsdauer alt Fr. 2'520'000 Fr. 63'050'000 Fr. 16'000'000 Fr. 399'000'000 neu Fr. 2'140'000 Fr. 42'880'000 Fr. 13'500'000 Fr. 271'000'000 Abbildung 13: Kumulative Übervergütung der dieser Studie zugrundeliegenden Datensätze und hochgerechnet auf alle Werke mit KEV-Zusage pro Jahr und über die gesamte Vergütungsdauer (25 respektive 20 Jahre). Schlussfolgerungen In diesem Bericht geht der WWF der Frage nach, inwiefern die heutige Berechnungsstruktur der KEV Wasserkraft die effektiven Gestehungskosten abbildet. Gezeigt hat sich in dem vom WWF zusammengetragenen Datensatz: - Bei über 60 Prozent der untersuchten Projekte wird mit Renditen von über 5 Prozent gerechnet teilweise sogar mit Renditen von über Prozent. - Unter 500 kw übertreffen 25 Prozent der Anlagen sogar eine Prozent Rendite. - Diesen Analysen liegt eine Abschreibung aller Anlagen innerhalb von 25 Jahren (alte KEV-Sätze) bzw. 20 Jahren (neue KEV-Sätze) zugrunde. Damit bleiben den Betreibern nach Ablauf der Vergütungsdauer vollständig abgeschriebene Anlagen, die noch über viele Jahre betrieben werden können ( Golden End ). 11 Projektierte Produktion aller Anlagen mit KEV-Zusage am Hergeleitet aus dem BAFU-Monitoring 2009 der damaligen KEV-Liste 16

17 - Die Renditen sind durch die KEV-Zusage gesichert und es besteht somit ein minimales unternehmerisches Risiko. Unter diesem Blickwinkel scheint eine Rendite von 5 Prozent selbst ohne die Golden End -Problematik sehr hoch. - Da die effektiven Gestehungskosten bei der kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) nicht korrekt abgebildet werden, verpuffen Hunderte von Millionen Franken in ungerechtfertigten Gewinnen. Daraus folgt, dass die KEV Wasserkraft im Hinblick auf ihre Effizienz stark hinterfragt werden muss. Insbesondere da - sich die Berechnungsmethode der Vergütung mittels standortunabhängigen Referenzanlagen nicht eignet - die KEV Wasserkraft durch diese Überzahlung falsche Anreize schafft - Hunderte Millionen an Fördermittel in ungerechtfertigten Gewinnen verpuffen Fazit Die Effizienz der kostendeckenden Einspeisevergütung ist von grosser Wichtigkeit. Ziel einer Förderung muss sein 1. neue Technologien zur Marktreife zu führen 2. nur Anlagen, welche sie an den jeweiligen Standorten eignen d.h. neben ökonomischer Effizienz auf ökologisch möglichst wenig Beeinträchtigungen mit sich bringen zu unterstützen Leider wird die KEV Wasserkraft diesen Anforderungen nicht gerecht. Es kann grundsätzlich in Frage gestellt werden, ob eine hoch entwickelte und effiziente Technologie wie die Wasserkraft überhaupt gefördert werden soll, da die Marktreife bereits erreicht wurde. Auf jeden Fall ist die Förderung der Wasserkraft grundsätzlich neu zu gestalten (Box: Ansätze für ein verbessertes Fördermodell). Box: Ansätze für ein verbessertes Fördermodell Verstärkte Förderung der neuen erneuerbaren Energien gegenüber der Wasserkraft, Wasserkraftwerke sollen keine höheren Beiträge erhalten als grosse Photovoltaikanlagen Weitere Reduktion der Förderung von Anlagen an natürlichen Gewässern Erhöhung der Förderuntergrenze auf 3 MW, um das Nutzen-Kosten-Verhältnis (ökologisch und ökonomisch) zu optimieren Berücksichtigung von Standorteignung und Umweltauswirkung bei Vergabe der Förderung Begrenzung der Totalerlöse auf effektive (im Einzelfall zu bestimmende) Gestehungskosten Keine unspezifische, flächendeckende Förderung: Anstatt einer Breitbandförderung sollen die Stärken der Wasserkraft gefördert werden (bestehende Anlagen, Systemdienstleistungen) Beiträge nicht anhand der Grösse, sondern anhand der Energie-Wertigkeit (Leistungsbereitstellung, Netzausgleich, Produktionszeitpunkt) und der Kosten-Nutzen- Effizienz (auch unter Miteinbezug von Natur und Landschaft) Fokus auf Kraftwerkstypen und -standorte, welche die Umwelt möglichst wenig belasten und anhand folgender Prioritäten: 1. Erneuerung, 2. Ausbau, 3. Neubau 17

18 Anhang Datensatz Fallbeispiele Produktion Bruttoleistung Äquivalente Leistung Investition Jahreskosten Gestehungskosten* 1 KEV bis KEV ab Vergütung* 2 Verzinsung* 3 Vergütung* 2 [GWh] [kw] [kw] [CHF] [CHF] [Rp/kWh] [Rp/kWh] [%] [Rp/kWh] [%] '000 50' '500' ' '300' ' '400' ' '458' ' Verzinsung* '500' ' '500' ' '200' ' '500' ' '860' ' '800' ' '035' ' '500' ' '300' ' '500' ' '600' ' '200' ' '600' ' '000'000 1'354' '000'000 1'421' '500'000 1'117' '950'000 1'618' '500'000 1'150' '600'000 1'528' '400'000 1'474' '000'000 1'805' '000'000 1'529' '000'000 1'857' '000'000 2'377' '800'000 3'060' '750'000 1'5' '000'000 2'939' '000'000 3'607' '000'000 4'169' * 1 inklusive 5% Verzinsung * 2 exkl. MWSt. * 3 Verzinsung auf 25 Jahre bis bzw. auf 20 Jahre ab