Strom Bündner Exportprodukt

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft Herausforderungen der künftigen Elektrizitätswirtschaftspolitik im Kanton Graubünden Chur, August 2008 echt weitsichtig.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 2 Hinweis für den eiligen Leser: Zur Wahrung der Übersichtlichkeit wurde in diesem Bericht auf eine Zusammenfassung verzichtet. Dem eiligen Leser dienen die Umschlagsrückseite und das Kapitel 5 Schlussfolgerungen als Zusammenfassung. Impressum Herausgeber: Autoren: Finanziell unterstützt durch: Erarbeitung: Wirtschaftsforum Graubünden Peder Plaz / Dr. Christian Hanser Rätia Energie AG und Graubündner Kantonalbank Der Inhalt des Berichts wurde mit verschiedenen erfahrenen und sachverständigen Personen aus der Energiewirtschaft besprochen und plausibilisiert. Für Inhalt und Schlussfolgerungen sind ausschliesslich die Autoren des Berichts verantwortlich. Veröffentlicht: August 2008

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 3 Vorbemerkungen Das Wirtschaftsforum Graubünden versteht sich als Denkwerkstatt und hat sich die Aufgabe gestellt, Zusammenhänge und Herausforderungen des Wirtschaftsstandortes Graubünden aufzuzeigen sowie ökonomisch stringente Lösungsansätze zur Diskussion zu stellen, auch wenn diese nicht unmittelbar umsetzbar erscheinen. Denn am Anfang jeder Lösung steht die Diskussion möglicher Verhaltensweisen. Und diese Diskussion soll durch den vorliegenden Bericht angeregt werden. Wir wünschen Ihnen eine spannende Lektüre! Ihr Wirtschaftsforum Graubünden

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Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 5 Inhalt 1 Warum befasst sich das Wirtschaftsforum Graubünden mit der Elektrizitätswirtschaft? 7 1.1 Ausgangslage 7 1.2 Ziel und Zweck 9 1.3 Methodisches Vorgehen 9 1.4 Positionierung des Berichtes 10 2 Globale Trends im Energie- und Stromsektor 11 2.1 Weltweite Rohstoffnachfrage und -preise 11 2.2 Europäischer Elektrizitätsmarkt 13 2.3 Schweizerischer Elektrizitätsmarkt 14 2.4 Entwicklung der Strompreise in Europa 18 2.5 Entwicklung der Technologien zur Elektrizitätserzeugung 19 3 Potenziale der Stromwirtschaft im Kanton Graubünden 21 3.1 Heutige Strukturen und Wertschöpfung in Graubünden 21 3.2 Wachstumsschienen 28 3.3 Mögliche Szenarien in der Übersicht 39 4 Herausforderungen der Politik in Graubünden 43 4.1 Handlungsfelder in der Übersicht 43 4.2 Handlungsfeld: Definition von Politikzielen 47 4.3 Handlungsfeld: Umweltgesetzgebung 49 4.4 Handlungsfeld: Wasserzinssystem 52 4.5 Handlungsfeld: Neue Konzessionen 60 4.6 Handlungsfeld: Heimfall 67 4.7 Handlungsfeld: Partnerwerkbesteuerung 71 4.8 Handlungsfeld: Abstimmung von Wasserzinsen und Ertragsbesteuerung 76 4.9 Handlungsfeld: Nutzniesser der Einnahmen aus Heimfällen und Wasserzinsen 81 4.10 Handlungsfeld: Verwendung staatlicher Einnahmen aus Wasserzinsen und Heimfällen 86 4.11 Handlungsfeld: Strukturgestaltung 93 5 Schlussfolgerungen 101 5.1 Erkenntnisse aus der Analyse 101 5.2 Aktionsplan Elektrizitätswirtschaftspolitik Graubünden 102 5.3 Abschliessende Bemerkungen 111 Literaturverzeichnis 115

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Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 7 1 Warum befasst sich das Wirtschaftsforum Graubünden mit der Elektrizitätswirtschaft? 1.1 Ausgangslage Das Wirtschaftsleitbild Graubünden 2010 misst der exportorientierten Elektrizitätswirtschaft 1 für die Zukunft Wachstumschancen und damit ein Potenzial als volkswirtschaftliche Lokomotive bei. Ob die Elektrizitätswirtschaft dem Wirtschaftsstandort Graubünden künftig markante Impulse geben kann, hängt jedoch von wichtigen Umwälzungen im Umfeld der globalen Energiemärkte und von der Entwicklung der staatlichen Regulierungen im Inland ab. Wesentliche Einflussgrössen sind: Die Erdöl-Preisentwicklung in den letzten Jahren erfuhr der Erdölpreis einen markanten Anstieg. Gemäss heutiger Einschätzung der meisten Experten scheint dieses höhere Preisniveau über längere Zeit Bestand zu haben, da sich die Nachfrage und die Ölförderkosten laufend erhöhen. Eine Rückkehr auf das Preisniveau der 1990er Jahre (USD 20 oder sogar USD 12 pro Barrel anfangs 1999) scheint unwahrscheinlich. Dies führt zu einer wesentlichen Neubewertung der Wettbewerbsfähigkeit der übrigen klassischen (z.b. Nuklearkraft, Wasserkraft) und neuen erneuerbaren Energieträger (z.b. Windkraft, Solarkraft, Biomasse) und eröffnet vielfältige neue wirtschaftliche Möglichkeiten. Abb. 1: Entwicklung des Preises für Rohöl 140 10 CHF/Barrel Öl der Sorte West Texas Intermediate 120 USD/Barrel Öl der Sorte West Texas Intermediate Wechselkurs CHF/USD Ölpreis in Franken hat sich innerhalb von 9 Jahren versechsfacht! 9 8 100 7 Rohölpreis pro Barrel 80 60 6 5 4 CHF/USD Wechselkurs 40 3 20 1.54877 1.13709 1.30542 1.78421 1.0142 2 1 0 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Quelle: Economagic.com 1 Der Begriff Elektrizitätswirtschaft umfasst üblicherweise die Produktion, den Handel, den Transport und die Verteilung von Elektrizität. In diesem Bericht stehen die Produktion und der Grosshandel mit Elektrizität im Fokus, da es sich dabei aus Bündner Sicht um Exportdienstleistungen handelt. Um die Lesbarkeit nicht zu erschweren, verwenden wir folgende Begriffe als Synonyme für diese Exportleistungen der Elektrizitätswirtschaft: Elektrizitätswirtschaft Graubünden, Stromwirtschaft Graubünden, exportorientierte Elektrizitätswirtschaft Graubünden, Bündner Elektrizitätsunternehmen etc. Sollten wir die Verteilung oder die Transportaktivität ansprechen, wird im Bericht explizit darauf hingewiesen.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 8 Strommarktliberalisierung In Europa werden die einstmals national abgeschotteten Strommärkte weiter liberalisiert. Dies führt zu einem vermehrten Handel mit tendenziell volatilerem Preisverlauf als in der Vergangenheit. Drohende Kapazitätsengpässe Sofern einzelne Kernkraftwerke in Westeuropa nach Ablauf der bestehenden Konzessionsverträge nicht erneuert werden, droht mittelfristig eine Versorgungslücke. Es stellt sich die Frage, mit welchen Energiequellen diese Versorgungslücke gedeckt werden soll. Öko-Steuern - Sofern vermehrt Öko-Steuern (z.b. CO 2 -Abgabe) eingeführt werden, wird die Wettbewerbsfähigkeit von erneuerbaren Energien mit günstiger Ökobilanz tendenziell zunehmen, weil die fossilen Energieträger relativ zu den erneuerbaren Energieträgern verteuert werden. Diese massgebenden Trends in der Energiewirtschaft Europas versprechen für das Elektrizitätsland Graubünden neue Wachstumschancen, sei es im Rahmen der Elektrizitätsproduktion oder des Energiehandels. Die Energieproduktion und der Handel mit Elektrizität unterstehen allerdings immer noch weitgehenden staatlichen Regulierungen (z.b. Marktregulierungen, Bewilligungsverfahren für die Entwicklung von Anlagen, Nutzungsbestimmungen für den Rohstoff Wasser). Ob Graubünden langfristig von den neuen Marktbedingungen profitieren kann, hängt deshalb nicht nur von den Marktentwicklungen, sondern auch massgeblich von der Entwicklung der staatlichen Regulierungen ab. Es gilt deshalb, die bestehenden Regulierungen auf den verschiedenen staatlichen Ebenen sowie im Speziellen die aktuelle Energiewirtschaftspolitik des Kantons Graubünden mit Blick auf die absehbaren Marktentwicklungen zu hinterfragen und einen allfälligen Handlungsbedarf zu identifizieren. Das Wirtschaftsforum Graubünden untersucht vor diesem Hintergrund, welche Potenziale für den Wirtschaftsstandort Graubünden bestehen und welche politischen Herausforderungen zu meistern sind, damit Graubünden die verfügbaren Potenziale in geeigneter Frist ausschöpfen kann.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 9 Tab. 1: Fragestellungen des Wirtschaftsforums Graubünden 1 Wie entwickelt sich die internationale Wettbewerbsfähigkeit der Wasserkraft? 2 Welche wirtschaftlichen Potenziale bestehen für den Standort Graubünden im Stromhandel? 3 Bestehen in Graubünden Exportpotenziale in der Nutzung von alternativen Elektrizitätsproduktionen (z.b. Wind, Sonne, Biomasse)? 4 Mit welchen Wachstumspotenzialen kann am Wirtschaftsstandort Graubünden aufgrund der Marktentwicklungen einerseits und der landschaftlichen und regulatorischen Voraussetzungen andererseits gerechnet werden? 5 Welches BIP-Wachstum könnte bei einer optimalen Ausschöpfung der Potenziale der Elektrizitätswirtschaft in Graubünden erreicht werden? 6 Genügen die bestehenden politischen Rahmenbedingungen und Strukturen, um die bisherigen Potenziale optimal auszuschöpfen, oder sind Änderungen angezeigt? 1.2 Ziel und Zweck Mit diesem Bericht verfolgt das Wirtschaftsforum Graubünden folgende Ziele: Schaffen einer einfach verständlichen, aktuellen Auslegeordnung zu den Potenzialen der Elektrizitätswirtschaft Graubünden als Diskussionsbasis. Sensibilisieren von Akteuren in Politik und Wirtschaft für die Herausforderungen der Elektrizitätswirtschaft Graubündens und die entsprechend notwendigen wirtschaftspolitischen Diskussionen. Bereitstellen eines Argumentariums für reformwillige politische Akteure. Beitragen zu einem politischen Klima, das eine konstruktive Diskussion über die Ausschöpfung von Potenzialen der Elektrizitätsproduktion und des Elektrizitätshandels in Graubünden begünstigt. 1.3 Methodisches Vorgehen Bei der Erarbeitung des vorliegenden Berichtes sind wir wie folgt vorgegangen: Schritt 1: Erstellung einer methodischen Vorstudie mit Kennern der Schweizer und Bündner Energiewirtschaft zur Eingrenzung der Kernfragen, welche für den Wirtschaftsstandort Graubünden von Bedeutung sind, sowie Identifizierung von bereits bestehenden Grundlagen und von selbständig zu erarbeitenden Antworten. Schritt 2: Analyse der Ausgangslage der Elektrizitätswirtschaft in Graubünden.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 10 Schritt 3: Auseinandersetzung mit Prognosen zur Entwicklung des Elektrizitätsmarktes. Zu diesem Zweck wurden unter anderem Preisprognosen der Firma Pöyry und des Instituts CEPE-ETH verwendet. Schritt 4: Überprüfung des wirtschaftlichen Potenzials der Elektrizitätswirtschaft Graubündens. Schritt 5: Plausibilisierung der Analyseergebnisse mit Kennern der Elektrizitätswirtschaft Graubündens. Schritt 6: Design des politischen Instrumentariums, das dazu beitragen soll, dass der Standort Graubünden die bestehenden Potenziale ausschöpfen kann. Plausibilisierung des vorgeschlagenen politischen Rahmens mit einer Arbeitsgruppe. 1.4 Positionierung des Berichtes In Kapitel 4.2 werden die aktuellen Ziele der Bündner Regierung zur Energiepolitik dargestellt. Obwohl insbesondere die Bündner Wirtschaftspolitik bezüglich der Erschliessung der Wasserkraft eine zum Teil leidvolle Geschichte geschrieben hat 2, konnten in den letzten Jahrzehnten massgebliche Fortschritte erzielt werden, wie beispielsweise die explizite Formulierung von energiepolitischen Zielsetzungen im Jahr 1975 (revidiert 1990 und 2000), die Gründung der Grischelectra AG und der Aufbau der Rätia Energie AG. Dieser Bericht verfolgt nicht das Ziel, die bisherige Elektrizitätspolitik zu bewerten, da diese immer vor dem Hintergrund der Geschichte zu beurteilen ist. Auf eine Würdigung der Geschichte oder aktueller politischer Diskussionen wird bewusst verzichtet. Wer sich für den Werdegang der heutigen Elektrizitätspolitik interessiert, wird auf die Publikation Unter Strom verwiesen. In dieser Publikation ist die Entstehung der Elektrizitätswirtschaft und der entsprechenden Gesetzgebung in der Schweiz und in Graubünden faktenreich und anschaulich dokumentiert. Mit dem vorliegenden Bericht analysiert das Wirtschaftsforum Graubünden in unabhängiger Weise die künftig zu erwartenden Entwicklungen auf den Energiemärkten und ihre möglichen Konsequenzen für die Volkswirtschaft Graubündens. Daraus werden künftig mögliche Verhaltensweisen für die Bündner Politik abgeleitet. Diese möglichen Verhaltensweisen werden im Sinne von konstruktiven Vorschlägen zur weiteren Diskussion gestellt. 2 Vgl. die Ausführungen zum Debakel der 1917 gegründeten AG Bündner Kraftwerke beim Bau des Kraftwerkes Küblis, in Ramming et al. (2006): Unter Strom Politische, rechtliche und wirtschaftliche Aspekte der hundertjährigen Wasserkraftnutzung in Graubünden, Chur.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 11 2 Globale Trends im Energie- und Stromsektor 2.1 Weltweite Rohstoffnachfrage und -preise Die aktuellen Prognosen zur weltweiten Nachfrage nach Primärenergien deuten für alle Energieträger in Zukunft auf klar steigende Tendenzen hin (vgl. Abb. 2). Grund für das prognostizierte Nachfragewachstum sind insbesondere das starke Wirtschaftswachstum in den aufstrebenden Ländern (z.b. China, Indien, Brasilien, Osteuropa) und die ständige Erhöhung der Automatisierung in Wirtschaft und Gesellschaft. Abb. 2: Weltweite Nachfrage nach Primärenergieträgern Millionen Tonnen Erdöl-Äquivalente (Mtoe) 18'000 16'000 14'000 12'000 10'000 8'000 6'000 4'000 2'000 Wasserkraft Kernenergie Andere erneuerbare Energien Kohle Gas Öl - 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Ist Prognosen Quelle: VSE (2006) Öl ist mit einem Anteil von ca. 35% der wichtigste Rohstoff und wird dies den Prognosen zufolge auch in naher Zukunft bleiben. Dem prognostizierten Wachstum steht die Endlichkeit der verfügbaren Energieträger gegenüber. Vor allem Erdöl dürfte in absehbarer Zeit knapp werden (vgl. Abb. 3) und sich wesentlich verteuern.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 12 Abb. 3: Geschätzte statistische Reichweiten der nicht erneuerbaren globalen Energieträger in Anzahl Verbrauchsjahren bei aktuellem Verbrauch (Schätzung im Jahr 2007) - 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1'000 1'100 1'200 1'300 1'400 1'500 Erdöl (konventionell) 43+24 Bekannte Reserven und zu heutigen Marktpreisen wirtschaftlich abbaubar Erdöl (konventionell + unkonventionell) 62 +95 Ressourcen, technisch abbaubar, aber zu höheren Kosten als heutige Marktpreise Erdgas (konventionell) 64 +85 Erdgas (konventionell + unkonventionell) 64 +692 Hartkohle 207 +1218 Weichbraunkohle 198 +1066 Uran 42 +485 Quelle: Total 42 + 485 = 527 Jahre Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Hannover / AXPO Mit der allgemeinen Verteuerung der Primärenergieträger wird die Wettbewerbsfähigkeit neuer Technologien verbessert. Zudem kann davon ausgegangen werden, dass mit der Verteuerung der Primärenergieträger gleichzeitig mehr bekannte Ressourcen wirtschaftlich ausgeschöpft werden können. Dadurch dürfte eine vermehrte Substitution der nicht erneuerbaren Ressourcen durch alternative Energieträger (inkl. Gas, Kohle, Kernkraft) zu erwarten sein, was eine dämpfende Wirkung auf die Preise der Primärenergieträger haben wird. Insgesamt kann jedoch mittelfristig aufgrund der Verknappung der Ressourcen und vorläufig noch fehlenden Substitutionsmöglichkeiten in genügendem Volumen von einem deutlich höheren allgemeinen Energiepreisniveau ausgegangen werden als beispielsweise in den 1990er Jahren.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 13 Exkurs: Peak-Oil-Theorie Kurz- bis mittelfristig ist nicht ausgeschlossen, dass der Effekt der von M. King Hubbert formulierten Peak-Oil-Theorie eintreten wird. Diese Theorie besagt, dass der Preis für Erdöl abhängig vom Jahresverbrauch (Nachfrage) und der Jahresförderung (Angebot) ist. In der Theorie geht man davon aus, dass (aufgrund der heute bekannten Ölvorkommen) in den nächsten 5 10 Jahren die maximale Erdöl-Fördermenge pro Jahr erreicht wird. Das würde bedeuten, dass aufgrund ungenügender Förderleistungen der tägliche Bedarf nicht gedeckt werden kann, obwohl die Reserven noch auf Jahre hinaus reichen. Daraus wäre zu folgern, dass der Ölpreis nach Erreichen dieser Ölförderspitze ceteris paribus stark ansteigen müsste. Vergleicht man die aktuelle Ölpreisentwicklung mit der unten aufgeführten Reservendarstellung und geschätzten Förderspitze nach Jeremy Legget, scheint die Peak Oil-Theorie durchaus ihre Berechtigung zu haben. Abb. 4: Darstellung der prognostizierten jährlichen Förderung der Primärenergieträger aufgrund der verfügbaren Reserven sowie der aktuellen Preisentwicklung für Erdöl (Visualisierung der Peak-Oil-Theorie) 50 "Hubbert Kurve" Ölförderspitze Öl- und Gasförderspitze 150 Förderung in Mia. Barrel pro Jahr 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1930 1935 Unkonventionelles Gas Gas Nasses Erdgas Polares Öl Tiefseeöl Unkonventionelles Öl Reguläres Öl Ölpreis Ölpreis 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 Quelle: ASPO / Leggett, Peak Oil (2006) 2.2 Europäischer Elektrizitätsmarkt 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 135 120 105 90 75 60 45 30 15 0 USD pro Barrel Erdöl Gemäss aktuellen Prognosen der Internationalen Energieagentur IEA erhöht sich die jährliche Stromnachfrage in Europa bis ins Jahr 2030 um insgesamt ca. 45%. Zudem müssen in den nächsten Jahrzehnten zahlreiche Kernkraftwerke altersbedingt ersetzt werden. Vor diesem Hintergrund ist eine Versorgungslücke absehbar. Um diese zu decken, sind neue Kraftwerkkapazitäten zu bauen, bzw. kann mit einer nachfragedämpfenden Verteuerung der Elektrizität gerechnet werden. Abb. 5 zeigt den Ersatz- und Neubedarf an Produktionsanlagen in Europa bis ins Jahr 2030. Um die im Jahr 2020 in Europa geschätzten fehlenden 2 400 TWh Strom zu erzeugen, müssten umgerechnet ca. 1 000 Gaskombianlagen à 400 MW oder 170 Kernkraftwerke à 1 600 MW Leistung erstellt werden.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 14 Abb. 5: Ersatz- und Investitionsbedarf in der europäischen Elektrizitätserzeugung Entwicklung der Stromerzeugung in Europa in TWh 6'000 5'000 4'000 3'000 2'000 Wind Sonstige (Öl, Holz, Müll) Gas Stein-/Braunkohle Kernenergie Wasserkraft 2020 Zuwachs: 1'400 TWh Ersatz: 1'000 TWh Nachfrage 1'000 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Quelle: VSE (2006) Da in vielen Ländern derzeit zudem ein Ausstieg aus der Kernkraft diskutiert wird, stellt sich die Frage, mithilfe welcher Technologien die notwendigen Produktionskapazitäten bereitgestellt werden und wie sich dieser Ersatz auf die Rentabilität der Wasserkraftanlagen im Schweizer Alpenraum bzw. in Graubünden auswirkt. 2.3 Schweizerischer Elektrizitätsmarkt Auch für die Schweiz wird eine zunehmende Nachfrage nach Elektrizität prognostiziert. Im Szenario Tief rechnet der Verband Schweizer Elektrizitätsunternehmen VSE mit einem Nachfragewachstum von ca. 18%, im Szenario Hoch von ca. 40% bis ins Jahr 2030 (siehe Abb. 6). Zum Vergleich: Die effektive Entwicklung der Nachfrage zwischen 1995 und 2005 lag im oberen Bereich des 1995 vom VSE prognostizierten Korridors, was zumindest rückwirkend die Zuverlässigkeit der damaligen Prognose belegt.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 15 Abb. 6: Aktuelle Prognose zur Stromnachfrage (Landesverbrauch) in der Schweiz Geschätzte Nachfrage in GWh p.a. in der CH 100'000 90'000 80'000 70'000 60'000 50'000 VSE Szenario 1995 Tief VSE Szenario 1995 Hoch VSE 2006 Prognose Tief VSE 2006 Prognose Hoch BfE Szenario I Landesverbrauch effektiv 40'000 1994 1999 2004 2009 2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 Quelle: VSE (2006) / Bundesamt für Energie (2006) Gemäss der aktuellen Prognose wird auch in der Schweiz eine Lücke zwischen Nachfrage und Produktion erwartet. Gründe hierfür sind, nebst der steigenden Nachfrage, die auslaufenden Importverträge mit Frankreich und der notwendige Ersatz der alternden Kernkraftwerke. Abb. 7 zeigt die Entwicklung der verfügbaren Stromproduktion in der Schweiz auf, sofern kein Ersatz für stillzulegende Anlagen erstellt wird. Abb. 7: Angebots- und Nachfrageentwicklung von Strom in der Schweiz 100 90 Landesverbrauch hoch 80 70 Landesverbrauch tief TWh pro Jahr 60 50 40 30 20 10 0 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049 Wasserkraft (netto) Heutige Kernkraftwerke Inland Neue Erdgaskraftwerke Kleinere konv.-therm. KW Zusätzliche Erneuerbare Importverträge Frankreich Quelle : VSE (2006)

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 16 Zur Schliessung dieser potenziellen Lücke diskutiert das Bundesamt für Energie aktuell folgende Varianten: Variante KKW: Ersatz der gesamten Kernkraft mit drei KKW-Blöcken, die zusammen 12 TWh erzeugen. Variante Gas: KKW werden vom Netz genommen. Ab 2020 werden total 12 Gas- Kombianlagen erstellt, die je 3 TWh Strom produzieren. Variante Mix: Kernenergie und Gaskraft, 3 kleinere KKW als in der ersten Variante plus 6 Gas-Kombianlagen. Als wahrscheinlichste Variante zeichnete sich im Jahr 2006 noch ein Mix aus Kern- und Gaskraft zur Deckung der zusätzlichen Nachfrage ab, da mit dieser Option eine grössere Flexibilität beim Zubau der benötigten Kapazität gewährleistet wäre 3. Nachdem jedoch das Parlament 2007 beschlossen hat, dass für Gaskraft der Hauptteil der CO 2 -Emissionen im Inland zu kompensieren ist, hat sich die Wettbewerbsfähigkeit von Gaskraftwerken in der Schweiz ernsthaft verschlechtert. Aus aktueller Sicht ist deshalb schwer abzuschätzen, mit welchen Energiegewinnungsformen die drohende Versorgungslücke gedeckt werden wird. Auf nationaler Ebene wird dem Ausbau der Wasserkraft in diesen Varianten geringe Bedeutung zugesprochen, obwohl sie bei der Ist-Betrachtung zum Sockelangebot gezählt wird. Die Bereitstellung von Spitzenenergie bleibt hingegen für die Wasserkraft eine wichtige Aufgabe. Vor diesem Hintergrund überrascht es nicht, dass in der Schweiz in den letzten Jahren eine Vielzahl von Kraftwerkprojekten verschiedensten Typs neu lanciert wurde (vgl. Tab. 2). 3 Die Planungs- und Bauphase einer Gas-Kombianlage ist mit geschätzten 5 10 Jahren bedeutend kürzer als bei einem Kernkraftwerk (20 Jahre+).

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 17 Tab. 2: Auswahl von angekündigten Kraftwerkprojekten in der Schweiz Gesellschaft und Ort Kraftwerktyp / Einsatz Leistung / Leistungserhöhung / Jahresproduktion Geschätzte Investitionen / voraussichtliche Inbetriebnahme Atel, Nant de Drance Pumpspeicherwerk / Spitzenenergie 630 MW / +630 MW / 1 500 GWh CHF 700 Mio. / 2014 Atel, Monthey Gaskombikraftwerk / Band- und Spitzenenergie 55 MW / +55 MW / k. A. CHF 90 Mio. / 2008 Axpo, Linth- Limmern Pumpspeicherwerk / Band- und Spitzenenergie 1 200 MW / +860 MW / 2 120 GWh CHF 1 000 Mio. / 2015 BKW, Grimsel Pumpspeicherwerk / Band- und Spitzenenergie BKW, Utzensdorf Gaskombikraftwerk / Band- und Spitzenenergie 3 750 MW / +1 080 MW / k. A. 400 MW / +400 MW / 3 000 GWh CHF 1 250 Mio. / 2020 CHF 350 Mio. / 2010 Energiedienst, Rheinfelden Flusskraftwerk / Bandenergie 100 MW / +74 MW / 600 GWh CHF 430 Mio. / 2011 EOS, Chavalon Gaskombikraftwerk / Band- und Spitzenenergie 740 MW / +740 MW / 5 900 GWh CHF 350 Mio. / 2010 EOS, Cleuson- Dixence Speicherkraftwerk / Spitzenenergie 1 200 MW / +1 150 MW / 2 200 GWh CHF 250 Mio. / 2009 Groupe E, Cornaux Gaskombikraftwerk / Band- und Spitzenenergie 400 MW / +400 MW / 2 000 GWh CHF 350 Mio. / 2011 Rätia Energie AG, oberes Puschlav Pumpspeicherwerk / Spitzenenergie 200 MW / +180 MW / k. A. CHF 400 Mio. / 2015 Quelle: Finanz und Wirtschaft (1. Juli 2006) Gewisse Trends (z.b. markanter Zubau von Windkraftanlagen in Deutschland, steigender Strombedarf in Europa) lassen zudem auf einen Anstieg der Nachfrage nach so genannter Spitzenenergie 4 erwarten. Einen Hinweis für eine solche Entwicklung liefert die SBB, welche aufgrund der Vertaktung der Fahrpläne in den nächsten 20 Jahren mit einem um 65% höheren Spitzenenergiebedarf rechnet und deshalb den Bau eines Pumpspeicherkraftwerks im Wallis mit einer Leistung von 600 MW plant. Verschiedene weitere Unternehmen 4 Als Spitzenenergie wird derjenige Anteil des täglichen Strombedarfs bezeichnet, welcher über den Grundbedarf hinaus nachgefragt wird. Dessen Deckung ist vor allem den leicht regulierbaren Speicherkraftwerken vorenthalten. Typische Zeitpunkte für Spitzenenergie sind frühmorgens bis Arbeitsbeginn, mittags, abends nach Arbeitsschluss. An der Börse wird Spitzenenergie als peak-load gehandelt und betrifft die Energie, welche von 8:00h morgens bis 20:00h abends nachgefragt wird.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 18 planen aktuell den Ausbau der Leistung von Kraftwerkanlagen im Wert von mehreren hundert Millionen Schweizer Franken (vgl. Tab. 2). Um als Energieanbieter an diesen positiven Nachfrageentwicklungen zu partizipieren, ist aus kantonaler Sicht zu prüfen, welche Potenziale für die Optimierung und den Ausbau der Wasserkraft in Graubünden bestehen. 2.4 Entwicklung der Strompreise in Europa Aufgrund der steigenden Nachfrage nach Primärenergieträgern und deren gleichzeitiger Verknappung ist von steigenden Energiepreisen auszugehen. Die angestrebte Substitution von fossilen Energieträgern durch erneuerbare Ressourcen kann zu einer zusätzlichen Nachfrage nach Strom (z.b. zum Antrieb von Wärmepumpen) führen. Weil aber gleichzeitig auch Engpässe bei der Elektrizitätsproduktion entstehen dürften, rechnen heute die meisten Strompreisprognosen für Westeuropa mit markant steigenden Preisen. Das von Pöyry definierte Referenzszenario geht beispielsweise von einer Steigerung der Produzentenpreise für Spitzenenergie (peak-load) von unter 5 Rp./kWh anfangs 2000 auf 15 Rp./kWh im Jahr 2011 (=Verdreifachung!) aus. Auch für die Bandenergie (base-load) sind ähnliche Preissteigerungen prognostiziert (vgl. Abb. 8). Abb. 8: Preisprognosen für Mitteleuropa 5 gemäss Referenzszenario der Firma Pöyry 20.00 Ist Prognosen Rp./kWh (EUR/CHF 1.65) 15.00 10.00 5.00 Base-Peak Spread Base Peak - 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Quelle: Pöyry (2006) / EGL / EEX Leipzig Auch das Centre for Energy Policy and Economics der ETH (CEPE-ETH) prognostiziert Preissteigerungen für Spitzenstrom in ähnlichem und sogar höherem Umfang. 5 Mitteleuropa umfasst in diesem Bericht per Definition Schweiz, Frankreich, Deutschland, Belgien, Luxemburg, Niederlande, Österreich, Liechtenstein)

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 19 Allen aktuell verfügbaren Prognosen, auf welche auch wir uns abstützen, ist gemeinsam, dass sie von einem stabil bleibenden Ölpreisniveau von USD 40 75 pro Barrel (vgl. auch Tab. 6) ausgehen. Aus unserer Sicht ist jedoch durchaus denkbar, dass die Elektrizitätspreise aufgrund des aktuell und prognostiziert höheren Ölpreisniveaus deutlich über den aktuellen Prognosewerten zu liegen kommen. Andererseits ist aufgrund der Entwicklung von Substituten (vgl. Kap. 2.5) aus erneuerbaren Energien aber auch ein gegenläufiger Effekt denkbar. Dass der Elektrizitätspreis auf den internationalen Märkten bereits heute stark in Bewegung ist, zeigt die Abb. 9 eindrücklich auf. Abb. 9: Ist-Strompreisentwicklung an der Energy Exchange AG Leipzig 20.0 19.0 18.0 Preisspanne base/peak-load (monatliche Durchschnittspreise) 17.0 16.0 Rp./kWh zu laufenden Wechselkursen 15.0 14.0 13.0 12.0 11.0 10.0 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 Jan 98 Jan 99 Jan 00 Jan 01 Jan 02 Jan 03 Jan 04 Jan 05 Jan 06 Jan 07 Jan 08 Quelle: EEX 2.5 Entwicklung der Technologien zur Elektrizitätserzeugung Bei der Erzeugung von Strom durch neue Technologien sind in den letzten Jahrzehnten grosse Fortschritte erzielt und grundsätzlich neue Möglichkeiten zur Stromgewinnung entwickelt worden. Abb. 10 gibt einen Überblick über die Produktionskosten konventioneller und neuer Technologien. Im Gegensatz zu den meisten erneuerbaren Technologien fallen bei Gaskombikraftwerken, Kohlekraftwerken und Holzvergasungskraftwerken hohe variable Kosten für die Beschaffung des Brennstoffes an. Dies bedeutet, dass die Kosten dieser Energiegewinnungsformen stark von den Rohstoffkosten beeinflusst werden und das allgemeine Strompreisniveau mitprägen. Je nach Preisszenario könnten in Zukunft Technologien wirtschaftlich attraktiv werden, die heute noch nicht rentabel sind. Bei Strompreisen

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 20 von 10 20 Rp./kWh sind in der Schweiz weiterhin die konventionellen Technologien, wie Wasser-, Gas- und Kernkraft, wettbewerbsfähig. Windparks in der Schweiz erreichen nur an optimalen Standorten und ab einer gewissen Grösse Produktionskosten von ca. 15 Rp./kWh. Abb. 10: Produktionskosten konventioneller grosstechnischer Anlagen 6 80 75 70 CO2-Abgabe 65 60 55 Wärmegutschrift Betriebskosten Rappen pro kwh 50 45 40 35 30 25 20 15 10 Kapitalkosten Brennstoffkosten 5 0-5 -10-15 -20 Geothermie Holzverstromung KKW 1500 MW Gen III Braunkohle KW 600 MW Steinkohle KW 600 MW Gaskombianlage 500 MW Laufkraft Wasser Speicherkraft Wasser ohne Pumpen Speicherkraft Wasser mit Pumpen Photovoltaik 2020 Kleinanlage Photovoltaik 2020 Grossanlage Windpark CH Windpark offshore Quelle: VSE (2006) Der Vergleich mit den Kosten der übrigen alternativen Energieformen in Abb. 10 zeigt, dass die Wasserkraft auch in Zukunft eine sehr konkurrenzfähige Stromgewinnungsform ist. Weitere Ausführungen zu den alternativen Energien und möglichen Exportpotenzialen für Graubünden sind in Kapitel 3.2.4 zu finden. 6 Die Darstellung entspricht den Werten im Jahr 2005. Die Beschaffungskosten insb. für Gas, Öl und Kohle sind in der Zwischenzeit markant angestiegen.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 21 3 Potenziale der Stromwirtschaft im Kanton Graubünden 3.1 Heutige Strukturen und Wertschöpfung in Graubünden Gemäss der Beschäftigtenzählung 2005 des Bundesamtes für Statistik zählt die Energieversorgungsbranche in Graubünden 943 Beschäftigten-Vollzeitäquivalente (1995: 935 BVZA). Dies entspricht etwas mehr als 1% aller Beschäftigten-Vollzeitäquivalente in Graubünden. Auch wenn die Anzahl der Beschäftigten in der Energiewirtschaft im Vergleich zur bedeutendsten Bündner Wirtschaftsbranche, dem Tourismus, klein erscheint, darf deren Bedeutung nicht unterschätzt werden: Die Arbeitsplätze der Energiewirtschaft erzielen im nationalen Branchenvergleich die höchste Bruttowertschöpfung pro Arbeitsplatz. Diese liegt sogar höher als diejenige der Arbeitsplätze in der Finanz- oder Pharmaindustrie und beträgt ein Mehrfaches derjenigen der Tourismusarbeitsplätze. Von dieser hohen Bruttowertschöpfung kann die öffentliche Hand in Form von direkten Einnahmen aus Wasserzinsen und Steuern profitieren. Dies ist umso wichtiger, da diese Einnahmen (im Gegensatz zu vielen anderen Branchen) zu einem wesentlichen Teil in den Randregionen anfallen. Europa braucht die Spitzenenergie aus den Alpen Die Bündner Elektrizitätswirtschaft ist nicht nur ein Wirtschaftsmotor für Graubünden, sondern auch ein Teil der Stromversorgung in der Schweiz und in Europa. Von den in Graubünden im langjährigen Mittel produzierten 7'800 GWh werden derzeit ca. 75% in die übrige Schweiz und nach Europa exportiert. Die Stromproduktion Graubündens entspricht in etwa 13% des gesamten Stromverbrauchs der Schweiz. Mehr als 70% des in Graubünden produzierten Stroms wird in Speicherkraftwerken hergestellt. Weil mit den Speicherkraftwerken der Strom auf Abruf produziert werden kann, gilt der Bündner Strom als Spitzenenergie. Spitzenenergie zeichnet sich dadurch aus, dass sie kurzfristig auf Abruf verfügbar ist und deshalb immer dann geliefert werden kann, wenn Nachfrage und Preise hoch sind und andere Stromproduktionen die kurzfristige Nachfrage nicht zu decken vermögen. Diese Eigenschaft der Stromproduktion aus Wasserkraft gewinnt speziell für die europäische Stromversorgung an Bedeutung. Mit der Förderung von neuen erneuerbaren Energien (z.b. Windkraft, Solarkraft, Biomasse) ist Europa auf eine bestimmte Menge von regulierbarer Spitzenenergie angewiesen. Dies insbesondere deshalb, weil das Volumen der Stromproduktion aus Windkraftwerken nicht der Nachfrage, sondern den Windverhältnissen folgt, und demzufolge eine kurzfristig regulierbare Energie für den Ausgleich von kurzfristig auftretenden Differenzen zwischen Angebot- und Nachfragevolumen benötigt wird. Das bedeutet, dass Graubünden (und die übrigen Alpenregionen) mit ihrer Speicherkraft direkt dazu beiträgt, dass Länder wie Deutschland die Windkraft in grossen Dimensionen ausbauen können.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 22 Hohe Bedeutung des Stromhandels Insgesamt erwirtschaftet die Elektrizitätswirtschaft Graubündens ein Bruttoinlandprodukt (BIP) von CHF 392 Mio. pro Jahr. Dies entspricht in etwa 9% der regionalen Exportwertschöpfung des Kantons Graubünden. Wo und wie entsteht diese Wertschöpfung? Vereinfachend kann gesagt werden, dass ca. 80% der Bruttowertschöpfung der Elektrizitätswirtschaft durch den Verkauf der in Graubünden produzierten Elektrizität generiert und zusätzliche ca. 20% mit dem überregionalen/internationalen Stromhandel am Standort Graubünden erwirtschaftet werden (Vgl. Abb. 11). Abb. 11: Aktuelle Struktur des BIP in Graubünden Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden / BAK Basel Economics (ohne Darstellung der direkten Wertschöpfung aus Netto-Kapiteleinkommen und der ungebundenen Netto- Transferzahlungen des föderalistischen Systems) 97% des Umsatzes aus der Stromproduktion werden durch 12 Unternehmen mit 54 Kraftwerken erwirtschaftet. Daneben gibt es zahlreiche kleinere Produktionsanlagen wie z.b. Trinkwasserkraftwerke der Gemeinden, Biomassekraftwerke oder Wind- und Solaranlagen (vgl. Tab. 3).

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 23 Tab. 3: Eigentümerverhältnisse, Produktions- und Handelsleistung der Elektrizitätswirtschaft Graubündens Unternehmen Eigentümer des Unternehmens Produktion 7 p.a. in GWh Handel am Standort GR p.a. in GWh Integrierte Elektrizitätsgesellschaften mit Sitz in Graubünden Rätia Energie AG Kt. GR, EGL, ATEL, Publikum 783 10% >13 000 Partnerkraftwerke und übrige produzierende Gesellschaften Kraftwerke Hinterrhein AG Engadiner Kraftwerke AG Edison SA, NOK, EWZ, Kt. GR, ATEL, BKW, RE, KGde BKW, ATEL, Kt. GR, EGL, CKW, NOK, KGde 1 491 19% - 1 386 18% - EWZ EWZ 1 220 16% - Kraftwerke Vorderrhein AG NOK, Kt. GR, KGde 783 10% - Kraftwerke Zervreila AG SN Energie AG, NOK, ATEL 570 7% - Albula-Landwasser Kraftwerk AG EGL, EWD, Kt. GR, KGde 366 5% - Misoxer Kraftwerke AG EGL, CKW, Kt. GR, KGde 318 4% - Kraftwerke Ilanz AG NOK, Kt. GR, KGde 260 3% - El. Ind. Di Lostallo SA NOK, KGde 170 2% - KW Reichenau AG NOK, Kt. GR 110 2% - Hydro Surselva AG NOK 101 1% - Übrige Kleinkraftwerke Meistens Gemeinden 209 3% - 7 767 100% >13 000 Legende: Kt. GR = Kanton Graubünden; KGde = Konzessionsgemeinden; EGL = Elektrizitäts-Gesellschaft Laufenburg AG; ATEL = Aare-Tessin AG für Elektrizität; NOK = Nordostschweizerische Kraftwerke AG; EWZ = Elektrizitätswerk der Stadt Zürich; BKW = BKW FMB Energie AG; RE = Rätia Energie AG; EWD = Elektrizitätswerk Davos AG; CKW = Centralschweizerische Kraftwerke AG Quelle: Darstellung Wirtschaftsforum Graubünden / Daten diverse Quellen Weil der Wirtschaftsstandort Graubünden zur Zeit des Ausbaus der Elektrizitätsproduktion in Graubünden Anfang und Mitte des 20. Jahrhunderts auf ausserkantonales Kapital und Wissen angewiesen war, ist nicht verwunderlich, dass ein grosser Teil der Stromproduktion 7 Langjähriger Durchschnitt aufgrund der gegebenen hydrologischen Verhältnisse und der installierten Leistung

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 24 heute durch ausserkantonale Akteure beherrscht wird, welche seinerzeit das Kapital und Wissen nach Graubünden gebracht hatten. Die Abb. 12 und 13 zeigen den Anteil an der gesamten Stromproduktion in Graubünden, den einzelne Akteure aufgrund ihrer Beteiligung an den Produktionsunternehmen und deren Muttergesellschaften (z. B. AXPO, NOK, BKW) kontrollieren. Es fällt auf, dass zwei Drittel der Bündner Stromproduktion in den Händen anderer Kantone liegen und dass insgesamt mehr als 80% der Beteiligungen der öffentlichen Hand gehören. Abb. 12: Beteiligungsstruktur der Bündner Wasserkraftwerke (> 100 GWh Produktion p.a.), dargestellt anhand des Produktionsvolumens Produktionsvolumen in GWH - 200 400 600 800 1'000 1'200 1'400 1'600 1'800 Kraftwerke Hinterrhein AG EWZ NOK ATEL BKW Kt. BS Kt. GR RE KGde Edison SA Engadiner KW AG NOK EGL CKW ATEL BKW Kt. GR KGde EW Stadt Zürich EWZ KW Vorderrhein AG NOK Kt. GR KGde Rätia Energie Gruppe EGL ATEL Kt. GR Publikum KW Zervreila SNE (SG, Ostschweizer EW) NOK ATEL Albula-Landwasser Kraftwerke AG Misoxer KW AG EGL EGL Kt. GR EWD KGde Kt.GR CKW KGde KW Ilanz AG NOK KGde Kt. GR Elittricità Industriale die Lostallo SA NOK KGde Kraftwerke Reichenau AG NOK Kt. GR Hydro Surselva NOK Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 25 Abb. 13: Theoretische Eigentumsstruktur anhand des Stromproduktionsvolumens der 12 grössten Bündner Wasserkraftunternehmen Publikum 6% Ausland 9% Stadt und Kanton ZH (über EWZ, AXPO usw.) 35% Kanton GR und Konzessionsgemeinden 17% Übrige Kantone (über AXPO, NOK, CKW, ATEL usw.) 33% Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden Während das Produktionsvolumen weitgehend gegeben und primär von den Witterungsbedingungen abhängig ist 8, konnte der Handel mit Energie ab Graubünden in den letzten Jahren stark ausgebaut werden. Zwar sind fast alle grossen Elektrizitätsgesellschaften direkt oder indirekt im Handel tätig. Am Standort Graubünden handelt jedoch nur die Rätia Energie AG. Dies ist deshalb von Bedeutung, weil die Verfügbarkeit von Spitzenenergie ein wichtiger Vorteil für den Ausbau des Handels ist und mit den Handelsaktivitäten die Wertschöpfung aus der Produktion entscheidend erhöht werden kann. Lag der Anteil des Energiehandels vor 5 Jahren unter 10%, so beträgt dieser heute bereits ca. 20% der gesamten Bruttowertschöpfung der Elektrizitätswirtschaft Graubündens (vgl. Tab. 4). Vor dem Hintergrund der Liberalisierung des europäischen Strommarktes wird im weiteren Ausbau des Handels denn auch ein beträchtliches Potenzial für den Wirtschaftsstandort Graubünden vermutet. 8 Das tatsächlich realisierte Produktionsvolumen pro Jahr kann um bis zu +/- 30% schwanken.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 26 Tab. 4: Entstehung der Wertschöpfung der Elektrizitätswirtschaft Graubündens (Berechnungsbasis: langjähriges mittleres Produktionsvolumen, zu Preisen von 2005) in Mio. CHF p.a. Total davon Produktion davon Handel 9 Nettoumsatz 10 577 501 11 76 12./. Vorleistungen -185-179 - 6 Bruttoinlandprodukt (BIP) 392 322 70 100% 82% 18% Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass die Elektrizitätswirtschaft zwar eine hohe Wertschöpfung für Graubünden erbringt, gleichzeitig aber die Stromproduktion zu einem bedeutenden Teil den Mittellandkantonen gehört. Es stellt sich deshalb die Frage, wohin die erzielte Wertschöpfung fliesst. Tab. 5: Verwendung der Einnahmen der Elektrizitätswirtschaft Graubündens (Berechnungsbasis: langjähriges mittleres Produktionsvolumen, zu Preisen von 2005) in Mio. CHF p.a. Total in GR ex GR Total Nettoumsatz 577 Davon eingesetzt für die... Bezahlung des betrieblichen Sachaufwands 85 43 42 Bezahlung der Mitarbeiter 81 81 - Bezahlung von Abgaben und Steuern an die öffentliche Hand 140 129 11 Bezahlung von Zinsen und Dividenden 125 18 107 Reservenbildung, Rückzahlung des Fremdkapitals und Erneuerung der Anlagen 146 81 65 Total verteilter Nettoumsatz 352 225 61% 39% Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden 9 nationaler / internationaler Handel 10 Bruttoumsatz Kosten des Energieeinkaufs (Pumpenergie, Handelsenergie) = Nettoumsatz 11 Die Wertschöpfung ist abhängig von der tatsächlich realisierten Produktion im Berichtsjahr. Im langjährigen Mittelwert kann in Graubünden mit einer Energieproduktion von ca. 7'800 GWh gerechnet werden. Die vorliegende Berechnung basiert auf diesem Wert. 12 Der Nettoumsatz aus dem Handel ergibt sich vereinfachend gesagt aus der Bruttohandelsmarge, multipliziert mit dem Handelsvolumen. Weil der Handel jedes Jahr massiv ausgebaut wurde und die Bruttohandelsmarge stark schwanken kann, wird der vorliegenden Berechnung der Mittelwert der Jahre 2005 und 2006 zugrunde gelegt.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 27 Tab. 5 zeigt, dass ca. 61% des Nettoumsatzes in Graubünden verbleibt und 39% primär in die Kantone des Mittellandes fliessen, welche die Haupteigentümer der Wasserkraftproduktion in Graubünden sind. Ein wesentlicher Teil des erzielten Nettoumsatzes wird für Erneuerungsinvestitionen, die Bezahlung von Zinsen, die Amortisation des Kapitals sowie für die Reservenbildung für künftige Investitionen verwendet. Ein weiterer Teil des Nettoumsatzes wird in Form von Wasserzinsen/Wasserwerksteuern und allgemeinen Steuern an die öffentliche Hand ausgeschüttet. Die Einnahmen aus der Elektrizitätswirtschaft Graubündens entsprechen denn auch ca. 10% der gesamten Einnahmen aus Steuern, Regalien und Konzessionen von Kanton und Gemeinden. Abb. 14 zeigt die Verteilung der öffentlichen Einnahmen auf den verschiedenen staatlichen Ebenen. Abb. 14: Übersicht zu den aktuellen jährlich wiederkehrenden Einnahmen der öffentlichen Hand aus der Energiewirtschaft Graubündens 13 Grund für Staatseinnahmen Form der Staatseinnahmen Verteilung der Staatseinnahmen Nutzung des Wassers durch die Elektrizitätswirtschaft Wasserwerksteuer / Wasserzinsen (inkl. Naturalleistungen) Weitere Naturalleistungen (Gratis-, Vorzugsenergie, Investitionsbeiträge usw.) Kt. GR Gemeinden GR Bund CHF 45 Mio. ~ CHF 45 Mio. < CHF 1 Mio > CHF 1 Mio. Ausgleichszahlungen (z.b. Greina, Val Frisal) Landeskirchen Gewinne und Vermögen der Elektrizitätswirtschaft Ertragssteuer Sondersteuer auf Vermögen 6.0 5.6 CHF 13 Mio. CHF 12 Mio. 0.0 CHF 2 Mio. CHF 10 Mio. CHF 1.5 Mio. 1.9 1.9 Kapitalsteuer CHF 4 Mio. CHF 4 Mio. CHF 0.5 Mio. Liegenschaften der Kraftwerke Liegenschaftssteuer CHF 3 Mio. Rote Angaben: Daten nach Berücksichtigung der beschlossenen Revision des Steuergesetzes per 01.01.2008 120.4 Total: ca. CHF 140 Mio. Quelle: Darstellung Wirtschaftsforum Graubünden / Daten diverse Quellen Nebst diesen jährlich wiederkehrenden ordentlichen Einnahmen kann die öffentliche Hand ab 2035 im Zusammenhang mit Heimfällen und Konzessionsvergaben über weitere Entschädigungen in beträchtlichem Umfang verhandeln. 13 Aktuelle Einnahmen unter Annahme des langjährigen mittleren Produktionsvolumens.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 28 3.2 Wachstumsschienen 3.2.1 Einleitung Aufgrund unserer Analysen sehen wir folgende drei Potenziale oder Wachstumsschienen für die Elektrizitätswirtschaft in Graubünden: Die steigenden internationalen Marktpreise 14 Der Ausbau des Stromhandels Der Ausbau der Stromproduktionskapazitäten 3.2.2 Wachstumsschiene: Steigende internationale Marktpreise Orientierung an Preisprognosen Wie in Kapitel 2.4 bereits ausgeführt, kann aufgrund der aktuellen makroökonomischen Trends (steigende globale Energienachfrage, begrenzte Erdölreserven, finanzielle Belastung von fossilen Energieträgern) mittelfristig von einer Preissteigerung für Elektrizität ausgegangen werden. Für unsere Berechnungen haben wir die Preisprognosen der Firma Pöyry verwendet, welche auf verschiedenen Szenarien basieren (vgl. Tab 6). Vergleicht man die aktuellen Basiswerte (Mai 2008) mit den getroffenen Szenarioannahmen von Pöyry, so wird deutlich, dass der Erdölpreis kurzfristig ein deutlich höheres Niveau erreicht, als in den Szenarios angenommen wurde. Bei den übrigen Eckwerten bewegen sich die aktuellen Daten im Rahmen des Szenarios Reference. Die Entwicklung des Erdölpreises zeigt, dass zumindest aus heutiger Sicht durchaus auch die Ergebnisse des Szenarios High oder sogar höhere Preise in Betracht gezogen werden können. Selbstverständlich sind alle Szenarios mit Vorsicht zu interpretieren, da zumindest kurzfristig auch die Spekulation und die Bewertung des US-Dollars die Erdölpreise in Schweizer Franken beeinflussen und die langfristige Entwicklung der Erdöl- und Strompreise von einer Vielzahl von Faktoren abhängt, deren genaue Auswirkungen nur schwer abgeschätzt werden können (z.b. Nukleartechnologie und Förderung erneuerbarer Ressourcen, Wettbewerbsfähigkeit neuer Technologien aufgrund höherer Preisniveaus, Energiesparmassnahmen aufgrund ökonomischer Sachzwänge, Ausbau des Kraftwerkparks). 14 Mit Marktpreisen sind in diesem Bericht jeweils die Grosshandelspreise an den internationalen Strombörsen in Europa gemeint.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 29 Tab. 6: Übersicht zu den verwendeten Basiswerten für die Elektrizitäts-Preisszenarios für Mitteleuropa (vgl. Abb. 15 17) Kurzbeschrieb Szenario Wichtigste angenommene Kenngrössen Ölpreis (USD pro Barrel) Gaspreis (Rp./kWh) Preis pro emittierte Tonne CO2 in EUR Nachfragewachstum pro Jahr 2005 2030 Reference: Szenario basiert auf den aktuell erkennbaren Trends und den derzeit gültigen politischen Rahmenbedingungen und Vereinbarungen bezüglich der Elektrizitätswirtschaft. Unconstrained: Szenario geht von einer starken Nachfragezunahme und einer Ausdehnung der Kernkraft- und Kohlekraftkapazitäten infolge eines Wegfalls einer markanten CO 2 -Besteuerung aus. Teilweise Entkoppelung des Gaspreises vom Erdölpreis. Constrained: Die Nachfrage nach Elektrizität ist tief. Die Produktion aus neuen erneuerbaren Energien steigt stark an und die Produktion aus Kohlekraftwerken sinkt. Der Kohlepreis ist hoch. High: Der Erdölpreis verharrt auf einem hohen Niveau. Gas- und Kohlepreise und die CO 2 -Abgaben bleiben ebenfalls hoch. Die Nachfrage nach Elektrizität steigt stark an. 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. 51 3.0 20 1.5% 51 2.5 0 1.6% 51 3.0 46 0.9% 75 4.0 30 1.8% 39 2.0 10 0.8% Aktuelle Preise (Juli 2008) zum Vergleich: 140 4.2 26-0.6% 15 Quelle: Pöyry / EEX / Bundesamt für Energie Aufgrund der geschilderten Szenarien kann man in den nächsten 5 10 Jahren von Elektrizitätspreisen 16 (Grosshandelspreise) von ca. 10 16 Rp./kWh für Spitzenenergie (peakload) ausgehen (vgl. Abb. 15 17). Dies würde einem Anstieg von 50% 100% gegenüber den Preisen der letzten Jahre gleichkommen. Für die Bündner Stromproduktion sind die Preise für Spitzenenergie besonders wichtig, da ca. 60% der Energie aus Graubünden als Spitzenenergie verkauft wird. 15 Verbrauchsabnahme im 2007 gegenüber 2006 aufgrund eines sehr milden Winters in Europa. 16 In diesem Bericht sind mit Elektrizitätspreisen sofern keine gegenteiligen Hinweise bestehen immer die Grosshandelspreise gemeint. Eine gute Referenz für diese Preis ist der Marktpreis an der Energy Exchange in Leipzig.

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 30 Abb. 15: Preisprognosen für Mitteleuropa für Elektrizität aus Spitzenenergie (peak-load: Mittelwert für die Zeit zwischen 08:00h und 20:00h, werktags) gemäss verschiedenen Szenarien 20.00 Reference Low High Unconstrained Constrained Rp./kWh (EUR/CHF 1.65) 15.00 10.00 5.00-1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Quelle: Pöyry (2006) / EGL Abb. 16: Preisprognosen für Mitteleuropa für Elektrizität aus Bandenergie (base-load: Mittelwert für 24 h/tag, ganze Woche) gemäss verschiedenen Szenarien 20.00 Reference Low High Unconstrained Constrained Rp./kWh (EUR/CHF 1.65) 15.00 10.00 5.00-1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Quelle: Pöyry (2006)

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 31 Aufgrund dieser leicht unterschiedlichen Entwicklungen zwischen den Preisen für Spitzenund Bandenergie steigt die Differenz (spread) von 2 Rp./kWh auf bis zu 6 Rp./kWh an. Dies stellt ein interessantes Potenzial für Arbitrage-Geschäfte dar. Dieses Potenzial kann über den Energiehandel sowie über Pumpspeicherkraftwerke ausgeschöpft werden (vgl. Abb. 17). Abb. 17: Preisdifferenz (spread) zwischen base-load und peak-load für Mitteleuropa 20.00 Reference Low High Unconstrained Constrained Rp./kWh (EUR/CHF 1.65) 15.00 10.00 5.00-1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Quelle: Pöyry (2006)

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 32 Exkurs: Die Strompreisbildung in Europa In Abb. 18 wird schematisch aufgezeigt, wie die Strompreise gebildet werden. In der Preisbildungstheorie wird davon ausgegangen, dass in einem vollkommenen Markt alle Marktteilnehmer bereit sind, ihre Elektrizität zu den variablen Gestehungskosten ( Grenzkosten) anzubieten. Die variablen Gestehungskosten der Gas-, Kohle- und Ölkraftwerke umfassen hauptsächlich die Rohstoffkosten für die Energieproduktion wie beispielsweise Öl, Kohle, Uran oder Gas. Die Gestehungskosten folgen logischerweise stark den Preisen der Rohstoffe. Wasser- und Windkraftwerke weisen sehr tiefe variable Gestehungskosten auf, während diejenigen eines Gaskraftwerkes pro produzierte kwh verhältnismässig hoch ausfallen. Das bedeutet, dass der minimale Wettbewerbspreis sich von den höchsten aufgrund der Nachfrage noch berücksichtigten und aufgrund des Kraftwerkparks angebotenen variablen Gestehungskosten ableitet. Da die variablen Gestehungskosten der Kohle-, Gas- und Ölkraftwerke deutlich über den variablen Gestehungskosten anderer Kraftwerktypen liegen, bestimmen diese Produktionsformen in Westeuropa in der Regel den Marktpreis. Aufgrund dieses Mechanismus wird der langfristige Durchschnittspreis von den künftig auf dem Markt verfügbaren Kraftwerktypen und -kapazitäten abhängig sein. Das Schema in Abb. 18 zeigt zwei typische Situationen und daraus resultierende Preise im europäischen Strommarkt auf. Abb. 18: Mechanismus der Strompreisbildung in Westeuropa 16 minimaler Jahresverbrauch, Sommernacht maximaler Jahresverbrauch, Wintertag Tagesverbrauch 14 Variable Gestehungskosten Rp./kWh 12 10 8 6 4 2 Resultierender Strompreis Wintertag Resultierender Strompreis Sommernacht Wasserkraft (Wind, Solar) Kern Kohle Gas Preisbestimmender Kraftwerktyp Winter Öl Preisbestimmender Kraftwerktyp Sommer 0 verfügbare Kraftwerke Quelle: Axpo Holding Bandenergie Preisrelevanter Bereich Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden in Anlehnung an: AXPO (2007)

Strom Bündner Exportprodukt mit Zukunft 33 Potenzialberechnung aufgrund von Annahmen Wie erwähnt wurden die Prognosen mit Erdölpreisannahmen erstellt, die weit unter dem aktuellen Preisniveau liegen. Es ist durchaus denkbar, dass die errechneten Preiserwartungen in der Realität übertroffen werden. Die entsprechenden Gründe wurden bereits weiter vorne mehrfach aufgelistet. Tab. 7 zeigt die Wertschöpfungspotenziale bei verschieden hohen Preisanstiegen auf den Erdölmärkten auf. Die Wertschöpfung unter vier Preisannahmen wird mittels Nettoumsätzen und Vorleistungen berechnet. Zur Einordnung der verschiedenen, gewählten Preisstufen gilt es zu erwähnen, dass im Jahr 2007 der Jahresdurchschnittspreis an der EEX für Bandenergie bei 8.54 Rp./kWh und für Spitzenenergie bei 11.5 Rp./kWh lag. Die Wertschöpfung des Handels wurde in der vorliegenden Tabelle in allen Szenarien gleich gesetzt, da dieses Element im nächsten Kapitel näher betrachtet wird. Tab. 7: Auswirkungen von Preisanstiegen auf den Elektrizitätsmärkten auf die Wertschöpfung in Graubünden im aktuellen politischen Rahmen Entstehung der Wertschöpfung in Graubünden in Mio. CHF Total Aus der Tab. 7 können folgende Erkenntnisse bezüglich der Wertschöpfung der Produktion gewonnen werden: Im Szenario eines Durchschnittspreises von 8 Rp./kWh wird im Kanton Graubünden eine Bruttowertschöpfung von CHF 372 Mio. erzielt. Dieses Szenario entspricht in etwa den tatsächlichen Gegebenheiten aus dem Jahr 2005. Werden zur Bruttowertschöp- Marktpreis-Szenarios 8 Rp./kWh 13 Rp./kWh 16 Rp./kWh 20 Rp./kWh Produktion Handel Total Produktion Handel Total Produktion Handel Total Produktion Handel Nettoumsatz gem. Buchhaltung 557 481 76 586-510 76 601-525 76 624-548 76 abzüglich der ausserregionalen Vorleistungen* -185-179 -6-185 -179-6 -185-179 -6-185 -179-6 Bruttowertschöpfung 372 302 70 401-689 70 416-704 70 439-727 70 *hauptsächlich Unterhalt/Reparaturen/Ersatz, Fremdkapitalkosten, Abschreibungen Wertschöpfungsflüsse der Bündner Elektrizitätswirtschaft Marktpreis-Szenarios in Mio. CHF 8 Rp./kWh 13 Rp./kWh 16 Rp./kWh 20 Rp./kWh Total in GR ex GR Total in GR ex GR Total in GR ex GR Total in GR ex GR Betrieblicher Aufwand Bezahlung des betrieblichen Sachaufwands 85 43 42 85 43 42 85 43 42 85 43 42 Bezahlung der Mitarbeiter 81 81-81 81-81 81-81 81 - Aufwand für Kapitalbedienung Bezahlung von Zinsen und Dividenden 125 18 107 125 18 107 125 18 107 125 18 107 Reservenbildung, Rückzahlung des Fremdkapitals und Erneuerung der Anlagen 146 81 65 165 100 65 175 110 65 189 124 65 Aufwand für öffentliche Abgaben und Steuern Wasserzinsen/Wasserwerksteuer 86 86-86 86 86 86-86 86 - Vorzugs-/Ersatzenergie 4 4-4 4 4 4-4 4 - Steuern 30 20 10 40 30 10 45 35 10 54 44 10 Total in der Erfolgsrechnung der Unternehmen in GR erscheinender Nettoumsatz Differenz zwischen den Umsätzen in den Erfolgsrechnungen der Betriebe in GR und dem potenziellen Umsatz gemäss Marktwert Total potenzieller Nettoumsatz gemäss Marktpreisen 557 333 224 586 362 224 601 377 224 624 400 224 143-143 504-504 723-723 1'012 1'012 700 333 367 1'090 362 728 1'324 377 947 1'636 400 1'236 Anteile der Standorte 100% 48% 52% 100% 33% 67% 100% 28% 72% 100% 24% 76% *Annahmen: Anwendung Modell Pfeiffer, ohne Markliberalisierung in der Schweiz; Steuerbelastung ab 01.01.08 Quelle: Wirtschaftsforum Graubünden in Anlehnung an diverse Geschäftsberichte