Impressum. Wirtschaftsforum Graubünden. Herausgeber. Peder Plaz / Michael Rütimann. Autoren. Rätia Energie AG. Finanziell unterstützt durch

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1 Elektrizitätswirtschaft Graubünden Trends 2009

2 Impressum Herausgeber Autoren Finanziell unterstützt durch Titelbild Wirtschaftsforum Graubünden Peder Plaz / Michael Rütimann Rätia Energie AG 380 kv-leitung über den Berninapass, Rätia Energie Veröffentlichung November

3 Inhalt 1 Rückblick Energiemärkte 7 2 Energiepolitischer Ausblick 15 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden 27 4 Schlussfolgerungen 37 3

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5 Vorwort Warum ein Trendbericht 2009? Annahmen Strombericht 2008 überprüfen Umsetzung des Aktionsplans Elektrizitätswirtschaftspolitik verfolgen Im Bericht Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft kam das Wirtschaftsforum Graubünden (Wifo GR) zum Schluss, dass unter Annahme von steigenden Energiepreisen, einem wachsenden Energiebedarf und einer fortschreitenden Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte der Kanton Graubünden als Stromexporteur über ein zusätzliches Wertschöpfungspotenzial von mehreren Hundert Millionen Franken verfügt. Uns interessieren deshalb aus heutiger Sicht die Fragen: Folgen die Nachfrage- und Preisentwicklung unseren früheren Annahmen? Ergeben sich neue Erkenntnisse für den Stromstandort Graubünden aufgrund der neusten Entwicklungen? Im gleichen Strombericht hat das Wifo GR festgehalten, dass unter den heutigen politischen Rahmenbedingungen das erkannte Potenzial nicht ausgeschöpft werden kann. Zum Beispiel haben steigende Strompreise aktuell weder auf den Wirtschaftsstandort Graubünden noch auf den Staatshaushalt signifikante Auswirkungen. Deshalb hat das Wifo GR einen Aktionsplan Elektrizitätswirtschaftspolitik Graubünden (siehe Abb. 1) zur Anpassung der politischen Rahmenbedingungen vorgeschlagen. Mit dem Trendbericht 2009 soll auch der Stand der Diskussion und der Umsetzung des Aktionsplans überprüft werden. Abb. 1: Aktionsplan Elektrizitätswirtschaft Graubünden (aus Strombericht des Wifo GR) 7 Diskussion der künftigen Verwendung von zusätzlichen Ressourcenrenten-Einnahmen Diskussion über den Umgang mit den Werten aus Heimfällen 4 3 Partnerwerke auf Basis der erzielbaren internationalen Marktpreise besteuern Konzessionierungen (neue und Verlängerungen) mit flexiblen Elementen der Ressourcenrentenabschöpfung versehen 5 Umstieg auf Ressourcenrentensystem mit gleichzeitiger Senkung der Ertrags- und Kapitalsteuern 6 Frühzeitige Vorbereitung der Heimfälle (Kanton und Gemeinden) und Neukonzessionierung 2 1 Ausbau Wasserkraftkapazitäten im Kanton Graubünden vorantreiben (Verfahren vereinfachen, Bekenntnis zur Wasserkraft, Sensibilisierung Bevölkerung) Weiterentwickeln der Rätia Energie AG und Grischelectra AG als Nuklei und Know-how-Träger der Bündner Elektrizitätswirtschaft Heute (2008) Massnahmen um Einnahmen zu generieren Massnahmen um Mittelverwendung zu optimieren Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden 2008 (S. 102) Aufbau Bericht Der vorliegende Trendbericht 2009 ist wie folgt gegliedert: Rückblick auf die Energiemärkte (weltweit, in Europa, in der Schweiz) Zukünftige energiepolitische Entwicklungen (weltweit, in Europa, in der Schweiz) sowie deren Auswirkungen auf Graubünden Allgemeiner Lagebericht der Bündner Stromwirtschaft Schlussfolgerungen und weiterer Handlungsbedarf aus Sicht Graubündens 5

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7 1 Rückblick Energiemärkte 1 Rückblick Energiemärkte Globale Wirtschaftslage Finanzkrise und Rezession Nach Jahren des Wirtschaftswachstums brachte die Finanzkrise im 2009 den schwersten Wirtschaftseinbruch seit den Dreissiger Jahren. Im Gegensatz zu bisherigen Nachkriegskrisen drückt die aktuelle Wirtschaftskrise gleichzeitig auf alle Branchen und Länder durch. Der Internationale Währungsfonds (IWF) sieht für das Jahr 2009 in den Industriestaaten ein stark negatives Wachstum von bis zu -5.5% (Japan). Auch in China geht das BIP- Wachstum signifikant zurück, bleibt jedoch klar im positiven Bereich. Mit Blick auf die Energienachfrage und somit auf den Ölpreis hat die verminderte Kapazitätenauslastung insbesondere in der Industrie einen negativen Effekt. Abb. 2: Entwicklung des realen BIP in ausgewählten Regionen inkl. Prognosen für die Jahre 2009 bis 2011 (Stand Oktober 2009, in % gegenüber Vorjahr) 14% Erwartung / Prognose 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% Schweiz EU USA Japan China -6% Quelle: IWF 2009 Anzeichen für wirtschaftlichen Aufschwung Seit Mitte Jahr 2009 verdeutlichen sich die Anzeichen, dass sich die Weltwirtschaft von der Talfahrt erholt und teilweise auch wieder zu wachsen beginnt. Der IWF prognostiziert ab 2011 ein geografisch breit abgestütztes Wirtschaftswachstum. Für die Erholungsphase gibt es regionale Unterschiede: Während erwartet wird, dass China (sowie weitere Schwellenländer) sich relativ rasch von der Krise erholen, dürfte sich dieser Prozess in den Industrienationen wesentlich schwieriger gestalten. Die USA sollen gemäss der Amerikanischen Zentralbank zwar bereits im dritten Quartal 2009 mit einem BIP-Wachstum rechnen; die EU gemäss der Europäischen Zentralbank jedoch frühestens anfangs Die Schweiz als stark exportorientierte Volkswirtschaft dürfte sich ähnlich langsam von der Wirtschaftskrise erholen wie die EU. 7

8 1 Rückblick Energiemärkte Weltweite Energiepreise Stark zunehmende Energienachfrage Die Nachfrage nach Primärenergieträgern (Öl, Kohle, Gas, Atomkraft, erneuerbare Energien) ist ansteigend, wobei in Schwellenländern (Nicht-OECD) der Verbrauch schneller wächst und im Jahr 2008 erstmals über demjenigen der Industriestaaten (OECD) liegt. Die aktuelle Wirtschaftskrise bewirkt zwar einen Nachfragerückgang insbesondere in den Industriestaaten, hat auf den mittelfristigen Energieverbrauch jedoch nur einen unwesentlichen Einfluss. Zudem zeigen verschiedene Szenarien des amerikanischen Amts für Energiestatistik (Energy Information Administration, EIA) weltweit eine weitere Zunahme des Energieverbrauchs. Abb. 3: 18'000 16'000 14'000 Energieverbrauch weltweit (in Mtoe, Megatonnen Öleinheiten) Prognose High Economic Growth Reference Case EIA 12'000 10'000 Low Economic Growth EIA 8'000 Total Welt (OECD + Nicht-OECD) Reference Case EIA 6'000 OECD 4'000 2'000 Nicht-OECD Quelle: British Petrol 2009 / EIA 2009 Kurzfristiger Einbruch des Ölpreises Auf den Höhenflug von über USD 140 für das Fass Öl folgte mit Beginn der Wirtschaftskrise der Einbruch. Begünstigt durch Anzeichen eines Endes der Wirtschaftskrise hat sich der Ölpreis erholt und steht im September 2009 bei ca. USD 70. Die Unsicherheit an den Ölmärkten wird auch in Zukunft weiterbestehen: Experten prognostizieren Ölpreise, welche in einer Bandbreite zwischen USD 60 und USD 300 liegen. Das Wifo GR geht davon aus, dass ein Preis zwischen USD 70 und 80 realistisch sein dürfte, da die OPEC-Länder zwar möglichst hohe Ölpreise anstreben, gleichzeitig aber im Hinblick auf die Entwicklung von alternativen Energien als Öl-Substitut bestrebt sind, den Ölpreis nicht zu hoch ansteigen zu lassen. Abb. 4: Entwicklung des Preises für Rohöl 1990 bis heute (Stand Oktober 2009) CHF/Barrel Öl der Sorte West Texas Intermediate USD/Barrel Öl der Sorte West Texas Intermediate 9 Rohölpreis USD pro Barrel Wechselkurs CHF/USD CHF/USD Wechselkurs Quelle: Reuters / Schweizerische Nationalbank 8

9 1 Rückblick Energiemärkte Europäischer Strommarkt Steigende Stromnachfrage in Europa Seit Mitte der 90er-Jahre hat die Stromnachfrage in Europa konstant zugenommen und auch in Zukunft muss mit einem steigenden Stromverbrauch gerechnet werden. Dabei wirkt sich die Rezession gemäss dem Deutschen Energieunternehmen RWE nur beschränkt auf die Stromnachfrage aus: Während der Nachfragerückgang insbesondere die krisengeschüttelte Industrie (rund 40% des europäischen Stromverbrauchs) betrifft, bleibt die Nachfrage in Haushalten und dem Dienstleistungssektor (55% des europäischen Stromverbrauchs) auf einem konstant hohen Niveau. Abb. 5: Europäischer Stromverbrauch (in TWh) 4'500 Prognose 4'000 3'500 3'000 2'500 Europa 2'000 1'500 1' Quelle: EIA 2008 Tiefer Ölpreis = tiefer Strompreis Mit Ausbruch der Krise zeigt sich auch beim Strompreis (Grosshandelspreise an der Energy Exchange AG, EEX in Leipzig) eine Korrektur nach unten. Aus Sicht der Pumpspeicherkraftwerke ebenfalls weniger erfreulich ist die Abnahme der hohen Preisunterschiede zwischen Spitzen- und Grundlast (base-peak-spread). Abb. 6: Strompreisentwicklung 2000 bis heute an der EEX Leipzig (Stand Oktober 2009, in Rp. / kwh, zu laufenden Wechselkursen) 20.0 Rp./kWh zu laufenden Wechselkursen ungefähre Gestehungskosten in Graubünden (aus diversen Jahresberichten von Bündner Kraftwerken) Preisspanne base/peak (gewichtete monatliche Durchschnittspreise) 0.0 Jan 00 Jan 01 Jan 02 Jan 03 Jan 04 Jan 05 Jan 06 Jan 07 Jan 08 Jan 09 Quelle: EEX Leipzig 9

10 1 Rückblick Energiemärkte Abhängigkeit von Gas- und Strompreis Eine genauere Betrachtung der Entwicklungen des Strom-, Öl- und Gaspreises über die letzten Jahre zeigt, dass der Gaspreis jeweils mit ca. einer drei- bis sechsmonatigen Verzögerung auf den Ölpreis reagiert (ausser 1. Jahreshälfte 2008, als der Ölpreis grösstenteils von Spekulation getrieben war); der Strompreis abgesehen von Saisonalitäten sich stark am Gaspreis orientiert. Trotz unruhigen Zeiten an den Märkten scheint sich der europäische Strompreis abgesehen von einer zeitlichen Verzögerung mit gelegentlichen Ausreissern weiterhin am Ölpreis zu orientieren. Abb. 7: Entwicklung der Strom-, Rohöl- und Gaspreise 2000 bis heute (Stand August 2009) Strompreis an EEX (Mittelwert Base-Peak, in EUR/MWh, linke Achse) Öl der Sorte West Texas Intermediate (in USD/Barrel, linke Achse) Gaspreis Deutschland (Wirkungsgrad von Gaskombikraftwerken ca. 60%, in EUR/kWh, rechte Achse) Strompreis in EUR/MWh bzw. Ölpreis in USD/Barrel Gaspreis in EUR/kWh Quelle: EEX Leipzig / Reuters / Deutsches Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 10

11 1 Rückblick Energiemärkte Schweizer Strommarkt Ungebremste Stromnachfrage in der Schweiz Parallel zum zunehmenden weltweiten Stromverbrauch ist auch die Stromnachfrage in der Schweiz in den letzten Jahren stetig angestiegen (siehe Abb. 8). Für die Zukunft sehen die in Betracht gezogenen Szenarien (Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE, sowie Bundesamt für Energie BFE) einen weiteren Anstieg vor, was auch der Tendenz des effektiven Stromverbrauchs in der Schweiz entspricht. Ein Ausnahmejahr stellt 2007 dar: Aufgrund der überdurchschnittlich warmen Witterung in den ersten vier Monaten ging der Stromverbrauch in diesem Zeitraum gegenüber dem Vorjahr um 3.7% zurück (2007 insgesamt -0.6%). Im Jahr 2008 stieg die Stromnachfrage dann wieder um +2.3% an. Gründe dafür waren die kältere Witterung, das positive Wirtschafswachstum sowie ein anhaltendes Bevölkerungswachstum. Die hohen Strompreise haben kurzfristig keinen sichtbaren Einfluss auf die Stromnachfrage. Längerfristig ist es denkbar, dass hohe Energiepreise einen positiven Einfluss auf die Energieeffizienz haben werden und dadurch die effektive Nachfrage gedämpft wird. Abb. 8: 100'000 90'000 80'000 70'000 Aktuelle Prognosen zur Stromnachfrage in der Schweiz inkl. effektiver Landesverbrauch (bis 2008, in GWh) VSE Szenario 1995 Tief VSE Szenario 1995 Hoch VSE 2006 Prognose Tief VSE 2006 Prognose Hoch BfE Szenario I Landesverbrauch effektiv 60'000 50'000 40' '000 20'000 10'000 Landesverbrauch bewegt sich in den Szenarien VSE 2006 tief und BfE I, jedoch in der Tendenz steigend Quelle: VSE 2006 (S. 36) 11

12 1 Rückblick Energiemärkte Strompreisszenarien Turbulente Strompreisentwicklung Mit Blick auf die im Strombericht verwendeten Strompreisszenarien von Pöyry müssen wir feststellen, dass der Schweizer Strompreis (Basis EEX in Leipzig) aufgrund seiner volatilen Entwicklung die ganze Bandbreite der Szenarien abdeckt. Nach dem Rekordjahr 2008, in welchem insbesondere der durch Spekulation getriebene Ölpreis einen Strompreisanstieg bewirkte, befinden wir uns heute mit dem Wirtschaftseinbruch im Pöyry-Szenario Low bei Peak-Preisen sogar darunter. Abb. 9: Pöyry-Preisszenarien für Bandlast (in Rp./kWh zum Wechselkurs EUR/CHF 1.55 Rp.) Szenarien gemäss Pöyry (Erklärungen siehe Abb. 12, S. 13) Reference Low High Ist-Preise Quelle: Pöyry 2006 / EEX Leipzig Abb. 10: Pöyry-Preisszenarien für Spitzenlast (in Rp./kWh zum Wechselkurs EUR/CHF 1.55 Rp.) Szenarien gemäss Pöyry (Erklärungen siehe Abb. 12, S. 13) Reference Low High Ist-Preise Quelle: Pöyry 2006 / EEX Leipzig 12

13 1 Rückblick Energiemärkte Prognosen für Strompreise schwierig Aus heutiger Sicht ist es schwierig, eine verlässliche Prognose über die zukünftigen Strompreise abzugeben, da die beiden letzten Jahre Ausnahmejahre in Bezug auf Spekulation an den Märkten und den darauf folgenden Wirtschaftszusammenbruch waren (siehe dazu auch Abb. 11). Fachleute gehen jedoch davon aus, dass die Preisvolatilität auch in Zukunft hoch bleiben wird. Abb. 11: Volatilität im Stromhandel am Beispiel Spothandel EEX Base (in EUR / MWh) EUR / MWh Quelle: EEX Leipzig Die Betrachtung der den Pöyry-Szenarien zugrunde liegenden Kennzahlen Ölpreis, Gaspreis, CO 2 -Zertifikatenpreis sowie die allgemeine Stromnachfrage zeigt denn auch, dass die heutigen Entwicklungen an den Energiemärkten über alle Szenarien gestreut sind. Abb. 12: Entwicklung der im Strombericht verwendeten Preisszenarien-Kenngrössen Kurzbeschrieb Szenario Wichtigste angenommene Kenngrössen Ölpreis (USD pro Barrel) Gaspreis (Rp./kWh) Preis pro emittierte Tonne CO2 in EUR Nachfragewachstum pro Jahr High: Der Erdölpreis verharrt auf einem hohen Niveau. Gasund Kohlepreise und die CO 2 -Abgaben bleiben ebenfalls hoch. Die Nachfrage nach Elektrizität steigt stark an. Reference: Szenario basiert auf den aktuell erkennbaren Trends und den derzeit gültigen politischen Rahmenbedingungen und Vereinbarungen bezüglich der Elektrizitätswirtschaft. Low: Der Preis für Erdöl, Gas und Kohle sinkt auf ein deutlich tieferes Niveau. Die Abgaben für CO 2 sind ebenfalls tief und die Nachfrage steigt nur leicht an % % % Zum Vergleich: Preise, August % 1 Quelle: Pöyry 2006 / EEX Leipzig / BFE 2009a 1 Jährliche Veränderung der Nachfrage von 2005 bis

14 1 Rückblick Energiemärkte Erst wenn sich diese externen Einflussfaktoren beruhigt haben, können verlässlichere Schätzungen zur Strompreisentwicklung abgegeben werden, wobei unvorhergesehene Ereignisse wie zum Beispiel eine Gaskrise mit Russland oder eine Nachfragezunahme aufgrund kalter Witterung kurzfristig den Preis ebenfalls beeinflussen können. Pöyry gehen jedoch davon aus, dass wir in Zukunft zumindest nicht mehr unter das Strompreisniveau von 2004 (Base ca. 4.5 Rp./kWh; Peak ca. 5.5 Rp./kWh) zurückfallen werden. 14

15 2 Energiepolitischer Ausblick 2 Energiepolitischer Ausblick Global Geringfügige Veränderungen im Energiemix Mit der erwarteten Zunahme des weltweiten Energieverbrauchs (siehe Abb.3 auf S. 8) verändert sich der Energiemix beim Verbrauch bis 2030 nach Ansicht der International Energy Agency (IEA) nur unwesentlich. Einer im Verhältnis leichten Abnahme des Energiekonsums aus Erdölprodukten steht eine erwartete Zunahme bei Kohleprodukten und neuen erneuerbaren Energien (Wind, Fotovoltaik) gegenüber. Abb. 13: Anteil der Primärenergieträger an der globalen Energienachfrage (in %) 2006: Mtoe (Megatonnen Öleinheiten) 2015: Mtoe 10% 1% 2% 2% 6% 28% 26% 6% 2030: Mtoe 10% 2% 10% 1% 2% 29% 5% 21% 21% 22% 34% 32% 30% Kohle Öl Gas Atomenergie Wasserkraft Biomasse & Abfall Neue Erneuerbare Quelle: IEA 2008 Zubau aller Energieträger In absoluten Zahlen bedeutet dies ein Ausbau der Produktionskapazitäten in allen Bereichen, wobei insbesondere in den Schwellenländern (Nicht-OECD) ein Nachholbedarf besteht. Die boomenden Produktionsarten bleiben Kohle und Gas, zudem wird in Schwellenländern zunehmend auf Wasserkraft gesetzt. Unter der Annahme von steigenden Ölpreisen wäre die Stromproduktion aus Öl(-produkten) voraussichtlich nicht mehr rentabel. Abb. 14: 250 Geplante oder sich im Bau befindliche Brutto-Produktionskapazitäten (ohne Stilllegungen) nach Energieträger und Region (Stand 2007, voraussichtlich 2015 abgeschlossen, in GW) Total = 613 GW Nicht-OECD OECD * in der Schweiz installierte Leistung 2008: 13.5 GW 0 Kohle Gas Öl Atomkraft Wasserkraft Wind weitere Erneuerbare Quelle: IEA 2008 Comeback der Atomenergie? Der Zuspruch für die Atomenergie findet vorwiegend in den Schwellenländern (China, Indien) statt. Von den 70 geplanten oder aktuell gebauten Reaktoren befinden sich 48 in Schwellenländern. Zudem hat Indien beispielsweise grosse Pläne: Bis 2050 sollen 25 % des indischen Energiebedarfs mit Atomstrom abgedeckt werden. 15

16 2 Energiepolitischer Ausblick Umstrittener Zeitpunkt für Peak-Oil Der genaue Zeitpunkt des globalen Ölfördermaximums, dem sog. Peak-Oil, ist weiterhin umstritten: Während die Energy Watch Group, ein internationales Netzwerk von Wissenschaftlern und Politikern, Peak Oil von konventionellem Erdöl bereits für 2006 voraussagte (siehe Abb. 15), geht die IEA in ihrem World Energy Outlook 2008 von einem globalen Ölfördermaximum nicht vor 2030 aus. Diese Prognosen wurden jedoch im August 2009 teilweise korrigiert: Gemäss einer detaillierten IEA-Analyse von über 800 Ölfeldern (drei Viertel der globalen konventionellen Ölreserven) haben die Grössten den Peak bereits erreicht bzw. überschritten. Die Produktion nimmt schneller ab als bisher errechnet. Dem gegenüber gibt es Stimmen (z.b. Robin Mills in The Myth of the Oil Crisis ), welche auch mittelfristig eine ausreichende Ölversorgung voraussagen. Einig sind sich die Experten darin, dass die Ära von billigem konventionellem Öl zu Ende geht. Dieser Umstand schlägt sich auch in der Ausgestaltung der nationalen Energieund Klimapolitiken nieder (siehe Spot 1). Abb. 15: Fördermenge von konventionellem Erdöl (1935 bis 2030, in Mio. Barrel pro Tag) Naher Osten Afrika Lateinamerika Südasien Ostasien China Schwellenländer OECD Pazifik OECD Europa OECD Nord Amerika Peak Quelle: Energy Watch Group 2008 (S. 13) SPOT 1 OBAMA S GREEN AGENDA Nachdem die USA unter Präsident George W. Bush ihre wirtschaftliche Abhängigkeit von (ausländischem) Öl noch verstärkt haben, möchte Barack Obama nun einen Kurswechsel im Bereich der Energie- und Klimapolitik einleiten. Kurz nach Amtsantritt hat Obama verkündet, in den nächsten 10 Jahren USD 150 Mrd. in die Förderung von neusten Energietechnologien zu investieren, welche die Ölabhängigkeit reduzieren, Arbeitsplätze schaffen und die Umweltbilanz der USA verbessern sollen. Weitere energiepolitische Vorstösse beinhalten: Reduktion der CO 2 -Emissionen mit einem Cap-and-Trade System Förderung von Carbon Capture and Storage bzw. Clean Coal (CO 2 -Abscheidung und Speicherung) Einführung von strengeren Auto-Abgasnormen Im Rahmen des Konjunkturprogramms 2009 zur Ankurbelung der Wirtschaft hat die amerikanische Regierung zudem vorgesehen, gegen USD 60 Mrd. in saubere Energien zu investieren. Damit sollen das Stromnetz erneuert werden, Steuererleichterungen für erneuerbare Energien geschaffen sowie energieeffizientes Bauen gefördert werden. Fazit Wifo GR: Die Massnahmen zielen viel mehr auf eine Reduktion des CO 2 -Ausstosses durch Förderung von energieeffizienten Technologien als auf eine Reduktion des Energieverbrauchs ab. 16

17 2 Energiepolitischer Ausblick Europa Ambitiöse Agenda der EU Ausbau der Gaskraft im Fokus Die Europäische Union (EU) hat im Jahr 2008 das Klimaschutzpaket verabschiedet. Dieses sieht bis im Jahr 2020 vor, die CO 2 -Emissionen im Vergleich zu 1990 um 20% zu reduzieren; die Energieeffizienz um 20% zu verbessern; den Anteil an erneuerbaren Energien auf 20% zu erhöhen (derzeit 8.5%). Mit diesen ambitiösen Zielsetzungen beabsichtigt die EU, im Bereich Klimaschutz und erneuerbare Energien weltweit eine Vorreiterrolle zu übernehmen und die bereits in den letzten Jahren erstellten Produktionskapazitäten für erneuerbare Energien auszubauen. Es ist zudem davon auszugehen, dass ab 2013 im Rahmen der dritten Phase des Emissions Trading Scheme (ETS) die fossile Stromproduktion in ein CO 2 -Regime eingebunden wird und Zertifikate für Grossanlagen zur Herstellung von Strom aus fossilen Energieträgern obligatorisch werden. Für die Bündner Wasserkraft käme dies einem Wettbewerbsvorteil gleich. Trotz dieser ambitiösen Pläne bleiben Gas und Kohle wichtige Energieträger für die europäische Stromproduktion. Gas beispielsweise macht mehr als die Hälfte der bis 2012 geplanten Produktionskapazitäten aus. Gleichzeitig ist davon auszugehen, dass nur vereinzelt alte Kohle- und Ölkraftwerke vom Netz genommen und durch neue, effizientere Kraftwerke ersetzt werden. Nebst dem Ausbau bei den fossilen Energieträgern ist die Windkraft die am schnellsten wachsende alternative Stromquelle. Im Jahr 2008 wurden in der EU zusätzliche Windräder mit einer Leistung von 8.5 GW gebaut. Die produzierte Windenergie in Europa entspricht aktuell rund dem zweifachen Schweizer Stromverbrauch. Für die Zeitperiode nach 2015 sind zurzeit v.a. Atomkraftwerkprojekte bekannt. Es ist jedoch davon auszugehen, dass aufgrund der kürzeren Vorlaufzeiten noch andere Technologien dazukommen, insbesondere Gas und Wind. Abb. 16: 140 Übersicht der geplanten und gebauten Brutto-Produktionskapazitäten (ohne Stilllegungen) in der EU (Stand 2008, in GW) Erwartung / Prognose * in der Schweiz installierte Leistung 2008: 13.5 GW Andere Erneuerbare Wind Wasserkraft Atomkraft Dampf / Öl Gas Kohle Quelle: European Wind Energy Association 2008 (S. 4) / Europäische Kommission 2008 (S. 51) 17

18 2 Energiepolitischer Ausblick Ausstieg aus dem Atomausstieg Strommarkt- Liberalisierung in Europa Vor dem Hintergrund des Klimaschutzes erlebt die Atomkraft eine neue Popularität. Schweden scheint von seinen Plänen, bis 2010 den Ausstieg zu realisieren, zurückzukrebsen, ebenso Italien. Zudem baut Finnland ein neues Kernkraftwerk und Grossbritannien spielt ebenfalls mit dem Gedanken, neue Kernkraftwerke zu bauen. Im Gegensatz dazu scheint Deutschland trotz Verlängerung der Kraftwerkslaufzeiten am Atomausstieg festhalten zu wollen. Als Hauptersatz für die Energieversorgung sieht die neue deutsche Regierung erneuerbare Energien wie Solar- und Windkraft vor, ohne jedoch einen genauen Zeitpunkt zu nennen. Es ist deshalb davon auszugehen, dass mit dem Atomausstieg zusätzlich die Abhängigkeit von Kohle und Gas steigt. Die Liberalisierung der nationalen Strommärkte innerhalb der EU (Stichwort: Third- Party-Access ) wurde aus rechtlicher Sicht bereits anfangs 2000 abgeschlossen. Die Umsetzung der Liberalisierung erfolgt in den einzelnen Mitgliedsländern sehr unterschiedlich und teils auch unbefriedigend. Deshalb hat die EU im März 2009 nun bereits ein 3. Liberalisierungspaket beschlossen, dessen zentrales Element die strikte Trennung von Produktion und Transport ist (ähnlich zum Unbundling in der Schweiz). In der Praxis wechseln heute jedoch kaum Strombezüger (im tiefen Verbrauchssegment) ihren Anbieter mit Ausnahme von Grossbritannien und einigen nordischen Ländern, den europäischen Vorreitern in Sachen Liberalisierung. Im Gegenteil: Nach einigen Fusionen von grossen europäischen Stromfirmen z.b. Enel (Nr. 1 in Italien) mit Endesa (Nr. 2 in Spanien) oder die geplante Übernahme der Essent (Nr. 1 in Holland) durch die RWE (Nr. 2 in Deutschland) gleicht der europäische Strommarkt heute viel mehr einem Oligopol als einem freien Wettbewerb. Es darf erwartet werden, dass die Strompreise davon beeinflusst werden. Abb. 17: Stromanbieter-Wechselrate in Europa >50% 15% 15% >50% >50% 44% >50%? 29% >50% 82% 30% Switching-Rate 2007 an Strom-Gesamtvolumen seit Beginn Liberalisierung 25% 22% 19% Grossindustrie Klein- und Mittelindustrie + Gewerbe Haushalte Wechselrate der Kleinindustrie + Haushalte im % 56% 15% 9% >50% >50% 48% 20% 10% 10%?? 11% 41% 7% 5% 5% 1% 0% 1 5% 5 10% über 10% * Erhebung im Jahr % 15% 0% 29% 29% 4% 16%?? 25% 22% 19% 25% 3% 0% 90% 50% 6%* 32% 0% 0% 2% 0% 0% Quelle: IEA 2007 (S. 136) / European Energy Regulators 2009 (S. 36) 18

19 2 Energiepolitischer Ausblick SPOT 2 DESERTEC SOLARSTROM AUS DER WÜSTE Das Projekt Desertec sieht vor, Europa, Nordafrika und den Nahen Osten bis im Jahr 2050 mit erneuerbaren Energien, insb. Solarstrom aus der Sahara zu versorgen. Aus Sicht von Graubünden gilt es das visionäre Projekt zu beobachten, denn mit einer über den Tagesverlauf hinweg konstanten Stromproduktion könnten die Spitzenlasten gebrochen werden und somit der Wert der in Graubünden produzierten Spitzenenergie abnehmen. Zudem würde die Merit-Order (Einsatzreihenfolge der Kraftwerke) und somit die Energiepolitik in Europa aufgrund der variablen Produktionskosten stark beeinflusst. Bild: desertec.org 19

20 2 Energiepolitischer Ausblick Schweiz Schleppende Strommarktliberalisierung Die Liberalisierung des Schweizerischen Strommarktes ist aus gesetzlicher Sicht auf Kurs, wenn auch mit Verzögerung. Der Strommarkt wurde für Grosskunden per 1. Januar 2009 geöffnet (ursprünglich geplant 2008). Für alle restlichen Strombezüger soll der Strommarkt im Jahr 2014 vorbehältlich eines Referendums liberalisiert werden. Abb. 18: Weg der Strommarktliberalisierung in der Schweiz (Stand August 2009) Änderungen im Fahrplan Vorbereitung des StromVG Teilmarktöffnung Wahlmodell mit abgesicherter Stromversorgung Vollendung des liberalisierten europäischen Strombinnenmarktes Ablehnung des EMG Freier Strommarkt für Grosskunden > 100 MWh/a Strombezug Kunden bis 100 MWh/a Strombezug an ihren Lieferanten gebunden Freier Strommarkt für Grosskunden > 100 MWh/a Strombezug Kunden bis 100 MWh/a Strombezug Wahlfreiheit gebunden / frei fakultatives Referendum Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden, in Anlehnung an: Veit + Partner Executive Consultants (VPEC) In der Praxis präsentiert sich die Situation heute so, dass die effektiven Strompreise im regulierten Schweizer Markt unter den freien Marktpreisen bzw. den EEX-Preisen liegen. Unter diesen Bedingungen besteht für Strombezüger kein Anreiz, den Anbieter zu wechseln bzw. den Strom im freien Markt einzukaufen. Käme der Marktpreis jedoch unter den heute gültigen Schweizer Preis zu liegen was bis im Jahr 2005 der Fall war (siehe Abb. 6 auf S. 9), wäre eine steigende Stromanbieter-Wechselrate zu erwarten. ElCom als aktiver Preisüberwacher Um einem überproportionalen Anstieg der Strompreise entgegenzuwirken hat die Eidgenössische Elektrizitätskommission (ElCom) im Frühling 2009 bewirkt, dass die im Herbst 2008 angekündigten Strompreiserhöhungen durch die Stromunternehmen teilweise rückgängig gemacht werden müssen. Diese aktive Einflussnahme, welche in der Stromversorgungsverordnung (StromVV) unter Artikel 4 geregelt ist, stellt für den reibungslosen Übergang in einen liberalisierten Strommarkt ein Gefahrenpotenzial dar, da der Preisanstieg im Jahr 2014 abrupt und unvorbereitet kommen kann. Für den Stromanbieter kann dies bedeuten, dass sich der Absatz in der Schweiz nicht mehr lohnt (Alternative: Export in Länder mit Marktpreisen, siehe dazu auch Spot 3) und auch notwendige Investitionen in den Anlagepark auf die lange Bank geschoben werden. In ähnlicher Art und Weise hat die ElCom im Sommer 2009 zudem die Netznutzungsentgelte der Netzbetreiberin Swissgrid für das Jahr 2010 vorsorglich abgesenkt (geregelt unter Artikel 14 des eidgenössischen Stromversorgungsgesetzes, StromVG). Die primär Leidtragenden der schleppenden Liberalisierung sind einerseits die Stromproduzenten, welche den Strom teilweise weiterhin unter den Marktpreisen abgeben müssen, andererseits die Produktionsstandorte, welchen bei allfälligen Verhandlungen über die Flexibilisierung der Wasserzinsen oder die Partnerwerkbesteuerung nach Marktpreisen wie sie vom Wifo GR im Strombericht vorgeschlagen werden die Hände gebunden sind. 20

21 2 Energiepolitischer Ausblick Marktpreis ist abhängig von Energiekosten Ein Vergleich der Schweizer Strompreise 2009 (Teil-Liberalisierung) mit den EU- Marktpreisen (Voll-Liberalisierung) zeigt denn auch, dass nicht das Unbundling oder die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) den Endpreis für Strom bestimmen, sondern primär die Energiekosten am Markt (z.b. Börse EEX Leipzig). Abb. 19: Vergleich Strompreise Schweiz - Europa (schematische Darstellung, in Rp./kWh) Quelle: Regulierter Preis in der Schweiz Alpiq 8 Rp. Preis-Cap durch ElCom je ca. 13 Rp. 13 Rp. Marktpreis Durchschnittlicher Marktpreis in der EU-27 Einspeisevergütung Systemdienstleistung* Netzkosten Steuern u. Abgaben Energiekosten * z.b. Bereitstellung Regelenergie (durch swissgrid) 21

22 2 Energiepolitischer Ausblick SPOT 3 EEX LEIPZIG Im Zuge der Liberalisierung des europäischen Strommarktes wurden verschiedene Strombörsen geschaffen. Seit 2002 hat sich der Spot-Handel (physischer Stromhandel) verfünffacht. Mit 890 TWh entspricht dieser ca. 30% des westeuropäischen Stromverbrauchs. Abb. 20: Belpex Brüssel APX UK London Auswahl wichtigster Strombörsen in Europa sowie deren Spot-Handel (in TWh) NordPool Oslo APX NL Amsterdam EEX Leipzig 1' Belpex EXAA NordPool APX NL / UK Powernext IPEX EEX 499 TWh 661 TWh 728 TWh 823 TWh 890 TWh Powernext Paris TWh 177 TWh Quelle: OMEL Madrid IPEX Rom EXAA Wien 100 VPEC / Geschäftsberichte der Strombörsen Die wichtigste Strombörse aus Sicht der Schweiz dürfte die European Energy Exchange AG in Leipzig (D) sein. Die Relevanz der EEX als Preis-Setter kann wie folgt unterstrichen werden: Bereits heute deckt die EEX ca. 24% des Verbrauchs im Marktgebiet Deutschland und Österreich ab. Der Swissix (Spot-Handel für das Marktgebiet Schweiz) handelte im Jahr 2008 ca. 10% des Schweizer Stromverbrauchs Tendenz steigend. Durch den Zusammenschluss im 2009 von EEX und Powernext zur neuen EPEX Spot wird gemäss EEX mehr als ein Drittel des europäischen Stromverbrauchs abgedeckt. Rund zwei Drittel des physischen Handels wird heute zwar weiterhin über OTC-Märkte (Over-the- Counter, bilateraler Handel) abgewickelt, jedoch besitzen Börsenindizes wie der Phelix (Marktgebiet Deutschland und Österreich) Referenzwirkung. Zudem gewinnt der Terminhandel sowohl an Strombörsen wie auch an OTC-Märkten an Bedeutung er übersteigt bereits ein Mehrfaches des tatsächlichen Stromverbrauchs (siehe Abb. 21). Abb. 21: Entwicklung des Stromhandels an der EEX Leipzig (Marktgebiet Deutschland / Österreich / Schweiz, in TWh) 3'000 2'750 Stromverbrauch Termin (primär finanzieller Handel) 2'500 Spot Phelix + Swissix (physischer Handel) 2638 TWh 2'250 2'000 1'750 OTC (Schätzung: Doppeltes EEX-Volumen) 1'500 1'250 1' TWh 689 TWh 22% 154 TWh Quelle: EEX Leipzig / Ecorys

23 2 Energiepolitischer Ausblick Geplante Projekte im Umfang von über CHF 5 Mrd. Die Stromperspektive 2020 der Axpo sowie die Energie-Strategie 2050 des Energie Trialogs Schweiz zeigen auf, dass die Schweiz insbesondere in den Winterhalbjahren auf einen Versorgungsengpass zusteuert, falls nicht genügend Produktionskapazitäten gebaut werden. Im Jahr 2035 resultiert beispielsweise eine Unterdeckung von 11 TWh, das sind rund 15 Prozent der Stromnachfrage. Von den aktuell geplanten oder im Bau befindlichen Kraftwerken entfallen jedoch ein Grossteil der Investitionen auf Pumpspeicherkraftwerke, welche auf kurzfristige Spitzenlasten ausgerichtet sind. Die geplanten Gaskombikraftwerke können die erwartete Stromlücke nicht decken. Es ist deshalb davon auszugehen, dass die Schweiz auch längerfristig auf Atomstrom angewiesen sein wird. Der Bau von Kernkraftanlagen voraussichtlich zwei der drei geplanten Projekte ist jedoch politisch umstritten. Abb. 22: Angekündigte Kraftwerkprojekte in der Schweiz mit einer installierten Leistung > 50 MW Gesellschaft und Ort Kraftwerktyp / Einsatz Leistung / Leistungserhöhung / Jahresproduktion Geschätzte Investitionen / voraussichtliche Inbetriebnahme Aktueller Stand der Umsetzung (August 2009) Alpiq, Nant de Drance Axpo, Linthal NESTIL Alpiq, Cleuson- Dixence Rätia Energie, ob. Puschlav Energiedienst, Rheinfelden Pumpspeicherwerk / Spitzenenergie Pumpspeicherwerk / Band- / Spitzenenergie Speicherkraftwerk / Spitzenenergie Pumpspeicherwerk / Spitzenenergie Flusskraftwerk / Bandenergie Alpiq, Monthey Gaskombikraftwerk / Band- / Spitzenenergie Services industriels Genève, Lignon Gaskombikraftwerk / Band- / Spitzenenergie BKW, Grimsel Pumpspeicherwerk / Band- / Spitzenenergie BKW, Utzensdorf Alpiq, Chavalon Groupe E, Cornaux Alpiq, KKW Niederamt Axpo/BKW, Beznau Axpo/BKW, Mühleberg Quelle: Gaskombikraftwerk / Band- / Spitzenenergie Gaskombikraftwerk / Band- / Spitzenenergie Gaskombikraftwerk / Band- / Spitzenenergie Kraftwerkgesellschaften 630 MW / +630 MW / GWh MW / MW / GWh MW / MW / GWh MW / +980 MW / k. A. 100 MW / +74 MW / 600 GWh 55 MW / +55 MW / 456 GWh 60 MW / +60 MW / 283 GWh MW / MW / k. A. 400 MW / +400 MW / GWh 400 MW / +440 MW / GWh 400 MW / +400 MW / GWh 1'600 MW/ +600 MW / 10'000 GWh 1'600 MW/ +800 MW / 10'000 GWh 1'600 MW/ MW / 10'000 GWh CHF 990 Mio. / 2015 in Bau CHF Mio. / 2015 CHF 250 Mio. (Reparatur Röhre) 2010 CHF 1'500 Mio. / 2018 Baubeginn Spätherbst 2009 in Bau CHF 430 Mio. / 2011 in Bau CHF 100 Mio. / 2009 in Bau Einigung mit Umweltverbänden CHF 210 Mio. / 2012 Konzessionsgesuch eingereicht CHF Mio. / 2020 Baubewilligung aufgehoben CHF 350 Mio. / 2016 Baugesuch verschoben CHF 500 Mio. / 2013 Wirtschaftlichkeit ungewiss CHF 350 Mio. / 2011 Wirtschaftlichkeit ungewiss CHF 7'000 Mio. /? CHF 7'000 Mio. /? CHF 7'000 Mio. /? Kernkraftwerk / Bandenergie Rahmenbewilligungsgesuch BFE Kernkraftwerk / Bandenergie Rahmenbewilligungsgesuch BFE Kernkraftwerk / Bandenergie Rahmenbewilligungsgesuch BFE 23

24 2 Energiepolitischer Ausblick Schweizer Klimapolitik nach 2012 Gaskombikraftwerke unter Beschuss Förderung von erneuerbaren Energien durch die KEV Mit der heutigen Verordnung über die CO 2 -Abgabe werden fossile Brennstoffe wie Heizöl, Erdgas, Kohle, etc. ab 2010 mit einer Lenkungsabgabe von CHF 36 / Tonne CO 2 belastet. Die jährlichen Einnahmen von rund CHF 650 Mio. werden zu zwei Drittel an die Unternehmen und Privatpersonen zurückerstattet. Ein Drittel bzw. maximal CHF 200 Mio. werden zweckgebunden für die Förderung von Effizienzmassnahmen an Gebäuden verwendet (Gebäudesanierungsprogramm ab Januar 2010). Das Anreizsystem ist so ausgelegt, dass sparsame Unternehmen und Privatpersonen weniger Abgaben bezahlen als dass sie aus der Rückvergütung erhalten. Umgekehrt ist bei weniger sparsamen Verbrauchern der Rückvergütungsbetrag tiefer als die CO 2 -Abgabe. Die aktuelle Klima-Diskussion in der Schweiz befasst sich jedoch vornehmlich mit der Zeit nach Kyoto (das Kyoto-Protokoll läuft 2012 aus). In diesem Zusammenhang hat der Bundesrat eine Revision des CO 2 -Gesetzes veranlasst. Die Vernehmlassung ergab, dass sich eine Mehrheit der Kantone, Parteien und Verbände für verbindliche Klimaziele aussprechen (20% weniger CO 2 -Ausstoss bis 2020). Der Bundesrat sieht zudem vor, die bestehende CO 2 -Abgabe weiterzuführen und auf Treibstoffe auszuweiten. Die Botschaft mit dem Gesetzesentwurf liegt dem Parlament vor. Vor dem Hintergrund eines möglichen Stromversorgungsengpasses in der Schweiz stellt sich die Frage, ob dieser Engpass kurz- bis mittelfristig mit Kernkraftwerken oder Gaskombianlagen gedeckt werden soll. Dabei hängt die Wirtschaftlichkeit von Gaskombianlagen und somit der Investitionsentscheid letztlich davon ab, ob und wie Gaskombikraftwerke ihren CO 2 -Ausstoss kompensieren müssen. In der politischen Diskussion prallen dabei unterschiedliche Standpunkte aufeinander: Dem relativ flexibel ausgestalteten Kompensationsschema des Bundesrates stehen Umweltinteressen sowie Marktinteressen der Vertreter der Kernenergie gegenüber. Ein erster Antrag des Bundesrates wurde vom Ständerat denn auch zurückgewiesen. Nebst den Klimaschutzzielen sieht die Schweizer Energiepolitik vor, bis 2030 den Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamtstromproduktion Biomasse, Photovoltaik, Wind, Geothermie, Umgebungswärme und Kleinwasserkraft um 5'400 GWh (10% des heutigen Stromverbrauchs) zu erhöhen, davon mindestens 2'000 GWh aus der Wasserkraft. Mit der KEV werden diese erneuerbaren Energien in den nächsten 20 bis 25 Jahren jährlich mit rund CHF 300 Mio. subventioniert. Der KEV-Fonds wird durch eine Abgabe bis 0.6 Rp./kWh (aktuell 0.45 Rp./kWh) auf den Verbrauch von traditionellen Elektroenergien finanziert (= Verbrauchssteuer ). Abb. 23: Übersicht der KEV-Projekte (zum Vergleich: Vergütungssätze in Deutschland, Wechselkurs EUR: 1.50 CHF) Erneuerbare Energie Anzahl positive Entscheide / Anmeldungen Erwartete Stromproduktion Gesamtvergütung durch Förderfonds Vergütung Schweiz Vergütung Deutschland Wasserkraft 365 / GWh CHF 59.0 Mio. 6.0 Rp./kWh 11.4 Rp./kWh Photovoltaik 1'505 / 4' GWh CHF 13.6 Mio. 58 Rp./kWh 75.3 Rp./kWh Windenergie 364 / 365 1'221 GWh CHF Mio. 9.2 Rp./kWh 13.2 Rp./kWh (nur Onshore) Biomasse 179 / 181 1'001 GWh CHF 83.3 Mio. 8.3 Rp./kWh 21.3 Rp./kWh (Geothermie) N/A N/A N/A N/A 22.5 Rp./kWh TOTAL 2'413 / 5'426 3'343 GWh CHF Mio. 8.3 Rp./kWh 12.3 Rp./kWh Quelle: BFE 2008 / Deutscher Bundesverband für Energie- und Wasserwirtschaft 24

25 2 Energiepolitischer Ausblick Die Ankündigung einer KEV hat einen Boom auf Projekte mit erneuerbaren Energien ausgelöst. Von 5'426 angemeldeten Projekten konnten in einer ersten Phase 2'413 berücksichtigt werden. Während die Photovoltaik mit 83% der Anträge die grosse Mehrheit ausmacht, hat im Bezug auf die erwartete Produktionsmenge die Windkraft knapp die Nase vorne (ca. 1'200 GWh). Nebst kleinen Investoren haben auch grosse Energieunternehmen der Schweiz (wie z.b. die BKW) diese Subventionspraxis entdeckt und eine Reihe von Projekten eingereicht. Inwiefern die KEV den Markt für erneuerbare Energien verzerrt Nicht-KEV-Projekte aus neuen erneuerbaren Energien haben einen relativen Preisnachteil und welche Auswirkungen dies auf Graubünden hat, gilt es noch zu überprüfen. In diesem Zusammenhang prüfenswert ist der Vorschlag des Energie Trialogs Schweiz, bei gleichzeitiger Aufstockung des KEV-Fonds die Unterstützungsbeiträge für Anlagen auf 10 Jahre hinaus degressiv auszugestalten. Damit kann der Wirtschaftlichkeit der angebotenen Anlagen bzw. Technologien besser Rechnung getragen werden. 25

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27 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden Wirtschaftliche Performance Überdurchschnittliche Stromerzeugung im 2008 Im Jahr 2008 kam die produzierte Strommenge in Graubünden wieder über dem mehrjährigen Durchschnitt zu liegen. Da die Produktionskapazitäten in Graubünden nicht signifikant ausgebaut wurden (siehe Abb. 27 und Abb. 28 auf S. 30), liegt der Grund bei den guten meteorologischen Verhältnissen (viel Wasser gut übers Jahr verteilt, gefüllte Stauseen, etc.). Abb. 24: 11'000 10'000 9'000 Stromproduktion und -verbrauch in Graubünden (in GWh) Effektive Stromproduktion Kalenderjahr Stromverbrauch Erwartete mittlere Produktion 8'000 7'000 6'000 5'000 4'000 3'000 2'000 1'000 - Quelle: Amt für Energie und Verkehr Graubünden (AEV) Positive Entwicklung des Stromhandels in Graubünden Im Jahr 2008 wurde in Graubünden durch den einzigen ansässigen Stromhändler Rätia Energie AG Strom im Umfang von 8'000 GWh, sowie Energiederivate im Umfang von 18'000 GWh gehandelt. Aufgrund der volatilen Märkte konnte der Handel mit Energiederivaten ausgebaut werden. Es ist zu erwarten, dass der für Graubünden wertschöpfungsintensive Handel mit Strom in Zukunft noch ausgebaut werden kann. Abb. 25: 20'000 18'000 16'000 14'000 Entwicklung der Handelsaktivitäten der Rätia Energie AG Produktionsvolumen aus Eigenproduktion und Beteiligungsenergie (in GWh) Handel mit Strom (in GWh) Handel mit Energiederivaten (seit 2006, in GWh) Faktor Handel / Produktionsvolumen GWh 12'000 10'000 8' Faktor Handel 6' ' ' Quelle: Rätia Energie AG

28 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden Mit dem Ausbau des Handels wird für alle Gesellschaften auch das Risikomanagement bedeutender. Ein einfacher Risikoindikator ist der Faktor Handel relativ zur verfügbaren Produktionsmenge. Dieser Faktor ist bei der Rätia Energie AG in den letzten vier Jahren zwischen 6 und 8 relativ konstant geblieben, weil dem Anstieg der gehandelten Strommenge gleichzeitig ein Ausbau des Produktionsvolumens im Ausland gegenüber steht. Durch die Merchant Line ( Handelsleitung ) zwischen Campocologno und Tirano, welche im Oktober 2009 in Betrieb ging, erhöhen sich die Übertragungskapazitäten in den italienischen Strommarkt. Davon profitiert Graubünden als Stromexportkanton. Gefahr von ungenügenden Netzkapazitäten Damit der Bündner Strom, insbesondere aus den Pumpspeicherkraftwerken, sowohl auf den nationalen als auch internationalen Markt exportiert werden kann, braucht es ausreichend Netzkapazitäten. Das Übertragungsnetz in der Schweiz weist jedoch punktuell Lücken auf der Stromausfall in Italien aufgrund eines Kurzschlusses auf dem Lukmanier im September 2003 oder das SBB-Blackout im Juni 2005 haben es uns vor Augen geführt. Aus diesem Grund hat der Bund eine Arbeitsgruppe Leitungen und Versorgungssicherheit eingesetzt, welche bereits 2007 insgesamt 68 Projekte identifizierte, die zur Verbesserung der Netzstrukturen beitragen würden. Nur: Bereits heute müssen gemäss Walter Steinmann, Direktor des BFE, die Übertragungskapazitäten auf einzelnen Leitungen zwischen dem Wallis und Mittelland gedrosselt werden. 28

29 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden Bündner Strompolitik Weitere Erhöhungsrunde bei den Wasserzinsen Zurzeit laufen auf Bundesebene die Debatten über die stufenweise Erhöhung des Wasserzinsmaximums. Die letzte Erhöhung fand 1997 statt. Der Ständerat hat in der Märzsession 2009 mit 34:0 Stimmen (bei 2 Enthaltungen) folgende Wasserzinserhöhung beschlossen: : CHF 100 / Bruttokilowatt : CHF 110 / Bruttokilowatt Seither liegt das Geschäft bei der vorberatenden Kommission des Nationalrates. Die Beratung im Nationalrat dürfte in der Dezembersession 2009 erfolgen. Für Graubünden würde dies eine Erhöhung des heutigen Wasserzinsmaximums von umgerechnet 1.1 Rp./kWh auf 1.4 bzw. 1.5 Rp./kWh bedeuten. Unter der Annahme der heutigen durchschnittlichen Stromproduktion fliessen somit zusätzliche CHF 20 bis 30 Mio. nach Graubünden (Gemeinden und Kantone zusammen). Den ursprünglich geforderten Speicherzuschlag haben die Bergkantone aus politischen Gründen fallen gelassen. Der Ständerat hat dann auch die Variante, den Wasserzins jährlich automatisch an einen Index (z.b. Landesindex der Konsumentenpreise) anzupassen, abgelehnt. Abb. 26: Indexierte Entwicklung (Jahr 1918: 100 Indexpunkte) - Quelle: Entwicklung des Wasserzinsmaximums seit 1918 (inkl. der vorgeschlagenen Erhöhungen per bzw ) Wasserzinsmaximum (indexiert 1998 = 100) Landesindex der Konsumentenpreise (indexiert 1998 = 100) ca Rp./kWh ca. 0.3 Rp./kWh ca Rp./kWh ca. 1.1 Rp./kWh ca. 1.5 Rp./kWh ca. 1.4 Rp./kWh Jahre Wirtschaftsforum Graubünden 2008, in Anlehnung an: Gredig / Willi 2006 / Bundesamt für Statistik (BFS) 29

30 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden Neue Projekte in der Wasserkraft In den letzten 2 Jahren konnte der Kanton Graubünden praktisch keinen Leistungszuwachs verzeichnen. Jedoch sind aktuell 14 Projekte davon 5 neue in Planung oder in Bau. Werden alle Projekte wie geplant realisiert, würde sich die jährliche Stromproduktion in Graubünden um ca. 1'000 GWh (+12%) erhöhen. Die geplanten Investitionen belaufen sich dabei auf rund CHF 2.3 Mrd. Nebst den drei Neuankündigungen wurden auch zwei Projekte durch das Stimmvolk verworfen: Die Projekte Tomülbach in Vals und Albula Plus (siehe Spot 4). Beide Projekte wurden durch das Wifo GR als politisch machbar eingeschätzt. Umso erstaunlicher ist die Sistierung der beiden Projekte, zumal beide Standortgemeinden finanziell davon hätten profitieren können. Abb. 27: Tief Hoch Übersicht der aktuell geplanten / potenziellen / verworfenen Kraftwerkprojekte (Stand Oktober 2009) Einschätzung Wirtschaftsforum Graubünden bezüglich der politischen Machbarkeit (2006) Hoch Einschätzung Wirtschaftsforum Graubünden bezüglich der wirtschaftlichen Machbarkeit (aus aktueller Sicht) Tief Quelle: Abb. 28: Val Russein (Disentis/Sumvitg) Martina - Prutz (Unterengadin) Litzirüti-Pradapunt / Sagenbach Tasna Chlus (Küblis-Landquart) KW Susasca Tiefencastel Plus Oberes Puschlav KlKW Nandrò Aktuelle Projekte Überleitung Lugnez (Vrin) Tomülbach (Vals) Taschinas (Prättigau) Albula Plus (Sela/Naz) Val d'err Val Strem Verworfene Projekte (2008/09) Neu lancierte Projekte (2008/09) Potenziale Projekte mit tiefer/mittlerer Regulierbarkeit der Produktion Projekte mit hoher Regulierbarkeit der Produktion Eigene Berechnungen Wirtschaftsforum Graubünden / AEV / Kraftwerkgesellschaften Aktuell angekündigte Kraftwerkprojekte in Graubünden und deren Realisierung Projekt Kraftwerkgesellschaft Leistung / Jahresproduktion Geschätzte Investitionen / voraussichtliche Inbetriebnahme Aktueller Stand der Umsetzung (August 2009) Val Strem Energia Alpina 2 MW / 6 GWh CHF 10 Mio. / 2009 in Betrieb Taschinas Rätia Energie 11 MW / 41 GWh CHF 58 Mio. / 2011 in Bau Überleitung Lugnez Zevreila 93 GWh CHF 100 Mio. / 2011 Baubeginn 2011 Tasna COET 6.6 MW / 24 GWh CHF 23 Mio. / 2012 Konzession erteilt, Baubeginn Ende 2010 Litzirüti- Pradapunt / Sagenbach Martina-Prutz NOK 19 MW / 79 GWh CHF 150 Mio. / 2012 Einreichung Konzessionsgesuch 2010 / Baubeginn 2010 EKW (Beteiligung von 14%) 88 MW / 58 GWh CHF 60 Mio. / 2013 Baubeginn

31 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden Val d Err BKW 6 MW / 29 GWh CHF 9 Mio. / 2014 Konzessionsgesuch eingereicht / Baubeginn 2010 Chlus (Küblis- Landquart) Oberes Puschlav Rätia Energie 44 MW / 170 GWh CHF 190 Mio. / 2014 Einreichung Konzessionsgesuch 2010 Rätia Energie 1'000 MW / 500 GWh (Annahme Wifo GR) CHF 1'500 Mio. / 2018 Neue Projekte (seit Publikation des Stromberichts durch das Wifo GR) Val Susasca OESS 3 MW / 16 GWh CHF 15 Mio. / 2010 in Bau Val Nandrò EWZ 1.5 MW / 6 GWh CHF 2 Mio. / 2010 in Bau Einigung mit Verbänden / Baubeginn 2013 WasserWelten Flims Electric 4 MW / 19 GWh CHF 30 Mio. / 2014 Positiver Volksentscheid Mai 2009 Tiefencastel Plus Ausbau Val Russein EWZ? / 14 GWh CHF Mio /? Bevölkerung orientiert NOK MW / GWh Verworfene Projekte CHF 90 Mio. /? Vorbereitung Konzessionsgesuch Albula Plus NOK 15 MW / 57 GWh CHF 100 Mio. VERWORFEN Tomülbach Rätia Energie 10 MW / 30 GWh CHF 30 Mio. VERWORFEN Quelle: Kraftwerkgesellschaften / AEV SPOT 4 VERWORFENES PROJEKT ALBULA PLUS Anlässlich der Gemeindeversammlung vom 29. Januar 2009 hat Bergün das Projekt Albula Plus, welches zwei Kraftwerkstufen in Bergün (Naz) und FIlisur (Sela) vorsah, zu Fall gebracht. Trotz einer Stellungnahme des Kantons zugunsten des Projekts überwog beim Entscheid der Schutz der Natur gegenüber der Ausnützung der vorhandenen Potenziale. Mit dem Verzicht auf den Kraftwerksbau entgehen den Gemeinden Bergün und Filisur in den nächsten Jahren Wasserzinseinnahmen zwischen CHF 650'000 und 850'000 pro Jahr. Damit hätte sich für beide Gemeinden der Finanzkraftgruppe 5 (sehr finanzschwach) der Handlungsspielraum beim Steuerfuss (aktuell 130%) stark verbessert. Ein ähnliches Schicksal erlebte das Projekt Tomülbach in der Gemeinde Vals. Bild: myswitzerland.com 31

32 3 Lagebericht der Stromwirtschaft Graubünden Alternative Energien in Graubünden Der Anteil von neuen erneuerbaren Energien an der Bündner Stromproduktion ist mit 728 GWh im Jahr 2008 (9%) weiterhin klein. Ein Ausbau der Produktionskapazitäten ist zum heutigen Zeitpunkt punktuell geplant, so zum Beispiel eine Windkraftanlage in Haldenstein (3 GWh / ab 2010) oder ein Windkraftpark auf dem Flüelapass (bis 144 GWh / Windmessungen im Gange), welche im Übrigen im Konzept Windenergie Schweiz des BFE (2004) nicht vorgesehen waren. Zur Erreichung der durch das Wifo GR errechneten Zubaupotenziale bis 2025 gibt es insbesondere bei der Windkraft und der Fotovoltaik noch Aufholbedarf. Abb. 29: Übersicht der Stromproduktion in Graubünden aufgrund der gebauten Produktionskapazitäten, nach erneuerbaren Energien (Stand 2009) Erreichung Ausbaupotenzial 2025 GWh in % GWh in % GWh in % in % Wind < % < % % 0.1% Biomasse 130.1* 1.6% 129.9* 1.6% % 33.3% Fotovoltaik % % % 6.8% Kleine WK (bis 10 MW) % % % 78.3% Trinkwasser KW + ARA % % % 48.2% Thermische KW % % % 50.0% Grosse WK % % % 94.0% Total % % % 88.4% * inkl. Tegra-Block 3 Quelle: Stromproduktion 2007 Wirtschaftsforum Graubünden / AEV Stromproduktion 2008/09 Potenzielle Stromproduktion im 2025 (Schätzung Wifo GR) Mehr KEV-Beiträge für Graubünden Grosswasserkraftwerke anstelle von Kleinwasserkraftwerken Im Rahmen der KEV wurden in Graubünden 203 Projekte mit einer Gesamtleistung von 31.5 MW Leistung (über 80% Kleinwasserkraftwerke) angemeldet. Das entspricht rund 120 GWh Strom (knapp 4% der geförderten Stromproduktion in der Schweiz). Dabei werden die Bündner KEV-Projekte insgesamt mit geschätzten CHF 8 Mio. unterstützt Zum Vergleich: Die Bündner Stromkonsumenten steuern ungefähr einen gleich hohen Betrag dem KEV-Fonds bei. Aus volkswirtschaftlicher Sicht muss es das Ziel sein, Anreize für KEV-Projekte insbesondere im Bereich Wind, Biomasse und Fotovoltaik zu schaffen, damit KEV-Beiträge in mindestens gleicher Höhe in den Kanton Graubünden zurückfliessen als in den Fonds einbezahlt werden. Ausgelöst durch die KEV findet in der gesamten Schweiz und damit auch in Graubünden eine Diskussion über den Sinn und Zweck der staatlichen Förderung von Kleinwasserkraftwerken statt, da diese ohne Subventionen nicht wettbewerbsfähig wären und gleichzeitig trotz Einhaltung der bestehenden Gewässerschutzgesetzgebung oftmals unverbrauchte Flüsse und Bäche belasten. Aus Sicht des Wifo GR stellt sich in diesem Zusammenhang die Frage, ob allenfalls wenige Grossprojekte anstelle von mehreren Kleinwasserkraftwerken realisiert werden sollen / könnten. 32