Zukunft der Wasserkraft in anspruchsvollem Marktumfeld

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1 Zukunft der Wasserkraft in anspruchsvollem Marktumfeld 104. Hauptversammlung SWV, 3. September 2015 Dr. Andrew Walo, CEO Axpo Holding AG Axpo Holding AG

2 Axpo - Kurzportrait Seite 2

3 Kraftwerkpark Schweiz Axpo als grösste Wasserkraftproduzentin Wasserkraftwerke Kernkraftwerke Gaskraftwerk Kleinkraftwerke neue Energien Windkraftwerk Seite 3

4 Europäische Präsenz Energiehandel und Stromproduktion im Ausland Standorte Divisionen Westeuropa Osteuropa Italien Iberien Nordeuropa Strom-Assets* Wasserkraft Kernkraft Gas-Kombikraftwerke Windkraft Neue Energien Beschaffungsverträge Transportinfrastruktur Erdgas-Assets Beschaffungsverträge * inklusive Unterbeteiligung Seite 4

5 Wasserkraft: Bedeutung für die Energiezukunft Seite 5

6 Wasserkraft heute Hauptpfeiler der Schweizer Stromproduktion Speicherkraftwerke Laufwasserkraftwerke Kernenergie Mit über 56% leistet die Wasserkraft den wichtigsten Beitrag an die Stromproduktion der Schweiz. Quelle: BFE, Elektrizitätsstatistik Seite 6

7 Förderung neuer erneuerbarer Energien Effektiv und effizient? Produktion 2014: 1.67 TWh Total Fördermittel: CHF Mio. Ø Vergütung: Rp./kWh Fragwürdiges Kosten-Nutzen-Verhältnis der Förderung. Energiewirtschaftliche Grundsätze blieben unberücksichtigt Seite 7

8 Produktion und Verbrauch 2035 gemäss Energiestrategie 2050: Ohne Kernkraft, mit Ausbau erneuerbare Energien andere Geothermie Wind 5 Photovoltaik TWh fossile WKK Wasserkraftwerke (Zubau) Wasserkraftwerke 1 0 J F M A M J J A S O N D Monate Trotz Ausbau: massiver Mangel während 8 Monaten. Wasserkraft bleibt die wichtigste Erzeugungsart. Quelle: Energiestrategie 2050 Szenario neue Energiepolitik Konventionell-thermische und andere Kraftwerke Landesverbrauch 2035 (Wachstum 0.5% / Jahr) Seite 8

9 Wasserkraft morgen Potentiale ausgeschöpft Bestand gesichert? TWh + 2 TWh TWh Die Energiestrategie 2050 setzt auf den Ausbau der Wasserkraft. Ø 2010 Ø 2035 Ø 2050 Doch auch in Zukunft stammen über 90% der Produktion aus den heute bestehenden Anlagen. Bundesrat und Parlament sehen das als gegeben an Seite 9

10 Vorteil Wasserkraft Auch in der Energiezukunft entscheidend! CO 2 -Äq./kWh* klimafreundlich Laufwasser Speicher KKW Wind PV Biogas WKK GuD 3.6g 4g 8g 17g 62g 77g 426g zuverlässig Produktion regelmässig in Laufwasserkraftwerken steuerbar in Speicher- und Pumpspeicherwerken stabilisierend Speicherung Umlagerung Regelenergie * Quelle: PSI 2010; BAFU Seite 10

11 Herausforderungen durch Markt und Regulierung Seite 11

12 Dramatischer Zerfall von Strompreis und Wechselkurs Wertverlust und gefährdete Rentabilität EUR/MWh Marktpreis Base Deutschland -54% EUR/CHF Wechselkurs -36% In CHF ist der Strompreis um 71% gesunken. Gestehungskosten liegen mit Rp./kWh weit über dem Marktpreis Seite 12

13 Hohe Verluste belasten die Wasserkraft Kosten der Wasserkraft pro kwh liegen aktuell ca. 85% höher als die Erträge. Verluste der Wasserkraftproduzenten können jährlich rund CHF 1 Milliarde betragen Seite 13

14 Gründe für den Preiszerfall Die Ursachen für die Marktentwicklung sind auch politisch bedingt und sie liegen ausserhalb des Einflusses der Schweiz: Kein Verbrauchswachstum in Europa (-0.3% p.a.): Prognosen 2008 lagen für 2015 um 330 TWh höher (= 11% des europäischen Verbrauchs). Zubau neue Energien reduziert den Bedarf an konventionellen Kraftwerken um 1.7% p.a. CO 2 -Preis liegt bei 5 EUR/t CO 2 statt wie geplant bei 30 EUR/t CO 2 : dies favorisiert Kohle gegenüber Gas Kohlepreis ist preisbestimmend. Kohlepreis hat sich seit 2014 um 1/3 verringert Seite 14

15 Handlungsspielraum der Produzenten TCHF 50'000 40' % 30' % 20' % 10' % Abschreibungen Zinsen+Div. Abgaben an Staat Betriebskosten Kostenstruktur kaum beeinflussbar. [Quelle: OFIBLE/BKW, 2013] Seite 15

16 Unterstützung Wasserkraft: Modell UREK-S Bund Finanzhilfe Betrieb Nettomittelabfluss stoppen Produktion langfristig erhalten Kantone Wasserzinsreduktion Wasserzins - ca. 20% Eigentümer Eigenbeitrag Gewinnsteuern EK-Zins Abschreibungen nicht berücksichtigt bei Berechnung der «Gestehungskosten» Einzelfallbetrachtung schafft Ungleichbehandlung. Vorgesehene Mittel decken einen Bruchteil des Bedarfs. Nettomittelabfluss bei Partnerwerken nicht möglich Seite 16

17 Produktionsverluste und Mehrkosten durch Regulierung Umsetzung GSchG Produktionsverlust ca. 2 TWh Investitionen ca. CHF 1 Mrd. vollständige Entschädigung nicht vorgesehen Revision VBLN fehlende Partizipation keine Erwähnung der Energienutzung neues Schutzziel: natürliche Gewässerdynamik Revision StromVG Einführung G-Komponente? zusätzliche Regulierung insbes. von Speichern? Seite 17

18 Zugang zum europäischen Markt in Frage gestellt Network Code on Electricity Balancing mit Drittstaaten-Diskriminierungsklausel? Einführung von (nationalen) Kapazitätsmechanismen Ausschluss von Kraftwerken mit Standort Schweiz zusätzlicher Druck auf Strompreis Teilnahmeverbot durch ElCom Abschluss Stromabkommen vertagt Umsetzung Masseneinwanderungsinitiative Lösung institutioneller Fragen Seite 18

19 Forderungen an die Politik Seite 19

20 Erhalt der bestehenden Wasserkraft entscheidend 36TWh vs. 2 TWh: Substanzerhalt vorrangig vor Ausbau. Einfach umzusetzender Vorschlag der Branche: tw. Wälzung der Abgabenlast von der Produktion auf die Netznutzung Entscheidende Kriterien einer Unterstützung: effektive Reduktion der Gestehungskosten; anwendbar auf Partnerwerksstruktur; rasch und einfach umsetzbar; effektiv für die bestehende Wasserkraft; geringer administrativer Aufwand; Stärkung der internationalen Wettbewerbsfähigkeit; keine Diskriminierungen Seite 20

21 Regulierung überdenken und Widersprüche korrigieren Restwassersanierung vs. Energiestrategie 2050: Effektiver Zubau wegen Produktionsverlust: 4 TWh! Revision VBLN vs. Energiestrategie 2050: Weitere Verschärfung der Umweltauflagen vermeiden. Koordination der Verwaltungsstellen sicherstellen. Keine Einführung G-Komponente! Internationale Wettbewerbsfähigkeit nicht schwächen. Beitrag PSW zur Energiestrategie nicht gefährden. Überarbeitung Wasserzins-Regime 2020: Umfassende Betrachtung notwendig. Lösung Partnerwerksbesteuerung miteinbeziehen Seite 21

22 Weiterentwicklung des Strommarktes Die Weiterentwicklung des Marktdesigns gemeinsam mit Swissgrid und den Nachbarländern ermöglicht eine bessere Vermarktung der Flexibilität von Speicher- und Pumpspeicherwerken. Fünf Elemente stehen dabei im Vordergrund: 1. Integration der Neuen Erneuerbaren Energien in den Energiemarkt 2. Einführung von Knappheitspreisen auf Basis marginaler Vollkosten 3. Einführung von dezentralen Reliability Optionen 4. Einführung einer gekoppelten EPEX 15-Minuten Intraday Auktion 5. Umsetzung kürzerer, grenzüberschreitender Nominierungsfristen Seite 22

23 Ausgestaltung ausländischer Kapazitätsmechanismen In der Schweiz zeichnet sich keine Knappheit ab, die Kapazitätsmechanismen rechtfertigte. Bei der Einführung von Kapazitätsmechanismen in den Nachbarländern muss der Bund sicherstellen: Zugang von Kraftwerken mit Standort Schweiz (nicht nur EU- Mitgliedstaaten) Berücksichtigung von Importkapazitäten bei der Definition des gewünschten Grades; der Versorgungssicherheit; Zugang von Bestandskraftwerken; konkurrenzfähiger Zugang von Pumpspeicherkraftwerken im Vergleich zu anderen flexiblen Technologien im Design von Kapazitätsmechanismen Seite 23

24 Zusammenfassung und Fazit Seite 24

25 Zusammenfassung und Fazit Substanzerhalt vorrangig und dringend: Einfache, effektive Reduktion der Gestehungskosten und Stärkung der Wirtschaftlichkeit. Widersprüchliche Regulierung korrigieren: Produktionsverluste und Mehrkosten durch neue Auflagen vermeiden. Neues marktnahes Wasserzinsregime ab 2020 notwendig. Weiterentwicklung des Strommarktes ermöglichen: Marktintegration der erneuerbaren Energien vorantreiben. Vermarktung von Flexibilität stärken. Weitere Marktverzerrungen ausschliessen; Kein Bedarf nach einem Schweizer Kapazitätsmarkt. Schweizer Teilnahme an ausländischen Kapazitätsmechanismen sicherstellen Seite 25

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