Eine nationale oder europäische Ausrichtung für die Schweizer Wasserkraft?

Transkript

1 Eine nationale oder europäische Ausrichtung für die Schweizer Wasserkraft? Dr. Walter Steinmann, Direktor Bundesamt für Energie

2 Und / Oder? 2

3 Europäisches Marktumfeld Unsicherheiten bei Investitionen in Kraftwerke Tiefere Energienachfrage aufgrund Wirtschafts-/Eurokrise und Investitionen in Energieeffizienz Alte Kohlekraftwerke bestimmen den Strompreis: Tiefe Gaspreise in den USA aufgrund der Förderung von Schiefergas Schiefergas USA verdrängt US-Kohle (tiefe Kohlepreise) US-Kohle verdrängt EU-Gas CO 2 -Preis sehr tief aufgrund Überangebot an EU-ETS-Zertifikaten Alte Kohlekraftwerke produzieren am günstigsten und drängen konventionelle (Gross-)Kraftwerke aus dem Markt Subventionierte erneuerbare Energien verdrängen konventionelle Kraftwerke und nicht-subventionierte EE aus dem Markt (Merit-Order-Effekt) Überkapazitäten belasten Wasserkraft 3

4 Schweizer Strompreise seit 2009 im Abwärtstrend 180 Swissix Base /MWh CHF/MWh Quellen: EPEX Spot, SNB 4

5 Auch auf den Terminmärkten ist keine Erholung in Sicht Phelix Base Year Future (2016) Quelle: EEX 5

6 Aktuelle Spannungsfelder um die Wasserkraft Probleme der EVU Gestehungskosten teils über den Marktpreisen Marktöffnung Finanzausgleich Bergkantone vs. Mittellandkantone Wasserzinsregelung Gewinnbesteuerung Eigentümerschaft Erneuerungsinvestitionen Partnerwerkstruktur Heimfälle Standortkanton als Aktionär oder Unternehmer? 6

7 Steigende Wasserzinsen trotz tieferen Strompreisen 7

8 Wasserzins: Motion UREK-N Motion beauftragt den Bundesrat, die Wasserzinsregelung nach 2019 zügig an die Hand zu nehmen. Mehrheit der Mitglieder der UREK-N ist der Ansicht, dass auch die Eignerkantone ihren Beitrag zur Verbesserung der schwierigen Situation der Wasserkraft leisten müssten. Motion wurde am vom Nationalrat angenommen und wird nach der Herbstsession 2015 in die UREK-S behandelt. 8

9 Energiestrategie 2050 Ausbauziel der Wasserkraftproduktion im Rahmen der ES 2050: Ziel bis 2035: inländische Produktion aus Wasserkraft 37,4 TWh Hydrologisches Jahr 2009/2010: 35,4 TWh Hydrologisches Jahr 2012/2013: 36,1 TWh Aktuell 30 Werke in Bau; Hydrologisches Jahr 2019/2020: 36,4 TWh Produktionseinbussen aufgrund des revidierten Gewässerschutzgesetz von rund 1,4 TWh bis 2050 Zusätzlich erforderlicher Bruttozubau bis 2035: 2,4 TWh. 9

10 ES 2050 Beschlüsse des Nationalrates: Förderung von Wasserkraft-Anlagen (Zubau) Wasserkraftwerke (ohne Pumpspeicherkraftwerke) Neuanlagen erhebliche Erweiterungen oder Erneuerungen von bestehenden Anlagen Leistung > 10 MW Investitionsbeitrag, höchstens 40% der anrechenbaren Investitionskosten Leistung 1 MW 10 MW Leistung 300 kw 1 MW Leistung < 300 kw Einspeiseprämien, Gestehungskosten bis zu 20 Rp. / kwh werden berücksichtigt falls Ausnahme gemäss Art. 19 Abs. 3ter E-EnG vorliegt: Einspeiseprämien, Gestehungskosten bis zu 20 Rp. / kwh werden berücksichtigt Investitionsbeitrag, höchstens 60% der anrechenbaren Investitionskosten falls Ausnahme gemäss Art. 19 Abs. 3ter E-EnG vorliegt: Investitionsbeitrag, höchstens 60% der anrechenbaren Investitionskosten 10

11 UREK-S: Bericht des BFE zur Wirtschaftlichkeit bestehender Grosswasserkraft (2015) 11

12 UREK-S: Eckpunkte des Unterstützungsmodells Grosswasserkraft Anspruch auf Unterstützung Zielsetzung Befristung Einzelfallprüfung Kriterium Netto- Mittelabfluss Solidaritätsprinzip Wasserzinsmaximum Wasserkraftwerke mit einer Bruttoleistung von >10 MW, inkl. Pumpspeicherwerke Werke, die bereits im Betrieb sind. Oder solche in Bau, die während der Geltungsdauer der Regelung in Betrieb genommen werden (für die Jahre, in denen sie in Betrieb sind). Ziel ist die Sicherstellung des Weiterbetriebs. Keine Sanierung der Bilanzen. Keine Unterstützung für Strom in der Grundversorgung. Gesetzliche Massnahme ist auf 5 Jahre ab Inkrafttreten befristet. Kein Giesskannenprinzip, nur WK-Werke, denen eine Betriebsschliessung droht, werden unterstützt. Massgeblich für die Notlage eines Wasserkraftwerks ist das Kriterium des Netto-Mittelabflusses. Alle relevanten Akteure liefern einen Unterstützungsbeitrag. Dies betrifft die Betreiber und Eigentümer, den Kanton sowie den Bund. Bei Unterstützung durch den Bund gilt für die nicht in der Grundversorgung abgesetzte Elektrizität ein Wasserzinsmaximum von 90 CHF/kWbr (ohne Grundversorgung) 12

13 Netto-Mittelabfluss, Schritt 1: Zusammensetzung Gestehungskosten Wasserkraftwerk Mio. CHF Kalkulatorische Kapitalkosten Kalkulatorische Abschreibungen Kalkulatorische Zinsen (EK, FK) Betriebskosten Gestehungskosten Betriebskosten Verwaltungsund Vertriebskosten Abgaben (u.a. Wasserzins) Steuern Steuern und Abgaben (Wasserzins) Sonstige Erlöse Sonstige Erlöse (z.b. Subventionen, Kostenbeiträge) Verwaltungskosten 13

14 Schritt 2: Überleitung Gestehungskosten Kraftwerk auf den Netto-Mittelabfluss Gestehungskosten Grundversorgung 60 Mio. CHF % (=Markt) Beitrag Betreiber/Eigner Wasserzinsreduktion Netto- Mittelabfluss 14 Bund 0 Gestehungskosten Kraftwerk Gestehungskosten Anteil Marktabsatz Elimination kalkulatorische Kapitalkosten Kalkulatorische Kalk. Abschreibungen EK-Zinsen Kalkulatorische FK-Zinsen (z.b. Darlehen von Aktionären) Fremdkapitalzinsen / Ersatzinvestitionen Relevante Geldabflüsse 1 1 Effektive FK-Zinsen Dritte (z.b. Anleihen, Bankkredite) Kalk. Kapitalkosten Ersatzinvestitionen Markterlöse Netto-Geldabfluss 14

15 Beiträge der Stakeholder Betreiber / Eigentümer Leisten ihren Beitrag v.a. durch das Tragen von nicht berücksichtigten Kosten bei der Berechnung des Net Cash Drains: Verzicht auf Eigenkapitalrendite, Nichtberücksichtigung von Abschreibungen auf bereits getätigte Investitionen. Betreiber Standortkanton Bund Optimierung der Betriebs- und Verwaltungskosten mittels Effizienzsteigerungsmassnahmen (Sanierungsplan) Reduktion der Wasserzinsen beim Werk, das Unterstützung erhält, von 110 auf 90 CHF/kWbr (Entlastung von rund 0,28 Rp./kWh). Davon ausgenommen ist die Produktion in der Grundversorgung. Steuert den Restbetrag zum Ausgleich des Netto Mittelabflusses zu. Durch die Deckelung der Reduktion der Wasserzinsen ist die Restquote des Bundes v.a. bei hohen Netto Mittelabflüssen hoch. Der Bund trägt damit für den Fall einer hohen Anzahl von hochdefizitären Anlagen ein entsprechend höheres Risiko. 15

16 Finanzierung der Unterstützung Finanzierung über den Netzzuschlagsfonds Keine Anhebung des gesetzlichen Maximums von 2.3 Rp./kWh. Maximal 0.2 Rp./kWh. Dies entspricht rund 120 Mio. Franken pro Jahr. Kompetenz zu Kürzungen der Förderbeiträgen zugunsten anderer Verwendungen wird an Bundesrat delegiert. Falls mehrere unterstützungswürdige Gesuche vorliegen und die Mittel nicht ausreichen, muss die Zuteilung geregelt werden (Priorisierung). Diese Zuteilung wird an den Bundesrat delegiert. 16

17 Finanzierung Erhöhung des Netzzuschlages auf max. 2.3 Rappen / kwh Davon: max. 0.1 Rappen für Zubau max. 0.2 Rappen für Bestand max. 0.1 Rappen für Gewässerschutz Rappen für WK Plus: max. 0.1 Rappen Geothermie-Erkundungsbeiträge und Garantien max. 0.1 Rappen für wettbewerbliche Ausschreibungen Übrige Investitionsbeiträge: Kleinwasserkraft, Einmalvergütung PV, Einspeisevergütungen, Biomasse, Rückerstattung 17

18 Strom-Verhandlungen mit der EU Market Coupling trat Mitte August in Kraft; Teilnahme CH an Stromabkommen geknüpft. Die Verhandlungen über ein Stromabkommen sind weit fortgeschritten. Stromabkommen an Regelung institutioneller Fragen geknüpft. Institutionelles Abkommen an Regelung Personenfreizügigkeit geknüpft. Neue Fragestellungen: Teilnahme an Day-Ahead +Intraday-Handel? Förderung Wasserkraft Bastand? Dreckstromabgabe? KELS? 18

19 Deutschland: BMWi-Weissbuch Ein Strommarkt für die Energiewende Keinen Kapazitätsmarkt einführen, stattdessen: Strommarkt 2.0 mit der Einführung einer Kapazitätsreserve. Weissbuch beschreibt zwanzig Massnahmen, die wichtigsten Themen sind: Marktmechanismen stärken, Stromversorgung optimieren, Flexibilität und Effizienz steigern, Stromversorgung absichern, wobei diese international abgestützt werden soll. CH Akteure unterstützen Stossrichtung des Weissbuches, stehen bestehenden und/oder neuen marktverzerrenden Massnahmen aber kritisch gegenüber. Wichtig, dass CH bei der internationalen Absicherung der Stromversorgung miteinbezogen wird. Die geplanten Kapazitäts- und Netzreserven sollen transparent zugeteilt und Anlagen in der Schweiz nicht diskriminiert werden. 19

20 Flexibilität im System wie kann sie aktiviert werden? Grenzüberschreitende Betrachtung Fokus der AG 3 im Penta Forum Stärkung des Marktes Integration RES Produktion Regulatorische Hindernisse erkennen / Anpassungen Harmonisierung der Märkte Physikalische und finanzielle Flex-Produkte XB-Balancing fördern TSO-DSO Kooperation fördern Inländische Betrachtung Fokus bei Rev. StromVG Zusammenarbeit ÜNB VNB Verantwortung Bilanzgruppen stärken Schnittstelle Markt Netz (VNB) Koordinationsmodelle untersuchen «Ampel-Modelle» prüfen Pflichten / Rechte bei DSM Integration Speicher Marktintegration Erneuerbare (RES) Smart Grid Opportunitäten 20

21 Und / Oder?? 21