Förderung der Schweizer Wasserkraft ab 1. Januar 2018

Am 1. November 2017 hat der Bundesrat u.a. die Energieförderungsverordnung (EnFV) im Rahmen der Energiestrategie 2050 verabschiedet. Der vorliegende Artikel stellt ein Update zu unserem Artikel vom November 2016 auf dieser nun ab 1. Januar 2018 geltenden Basis dar.

Die Wasserkraft in der Schweiz ist in den letzten Jahren unter wirtschaftlichen Druck geraten. Auslöser davon sind die gesunkenen Strompreise auf den europäischen Strommärkten, welche sich unmittelbar auf das Ergebnis der Wasserkraftwerke auswirken und mit dafür verantwortlich sind, dass heute ein relevanter Anteil der schweizerischen Wasserkraftwerke ihre Gestehungskosten nicht mehr decken können. Diese Situation ist trotz der zeitweiligen Erholung der Strompreise nach wie vor anhaltend. Unter diesen Umständen hat der Gesetzgeber im Rahmen der Energiestrategie 2050 mehrere Massnahmen definiert, die das Ziel haben, die wirtschaftliche Situation der Wasserkraft zu verbessern. Dieser Beitrag fasst die von Volk, Parlament und Bundesrat beschlossenen Massnahmen zusammen.

Einleitung

Die Wasserkraft hat für die schweizerische Elektrizitätswirtschaft seit jeher eine herausragende Bedeutung und bildet seit ihrer Entstehung das Rückgrat der Stromproduktion in der Schweiz. Auch heute noch trägt die Wasserkraft mit 36.3 TWh rund 60% zur Inlanderzeugung bei und ist somit die dominierende Produktionstechnologie.(1)

Die Strommarktpreise sind in den letzten Jahren, abgesehen vom markanten Preisanstieg seit Anfang 2016, vornehmlich gesunken. Die Treiber hierfür waren insbesondere die Überkapazitäten im europäischen Kraftwerkspark, die gesunkenen Weltmarktpreise für Erdöl, Erdgas und Steinkohle sowie der Ausbau der erneuerbaren Energieproduktion in Europa. Zurzeit kostet eine Megawattstunde Strom in Deutschland 36.19 EUR in der Grundlast.(2) In der Schweiz sind die Preise zurzeit um rund 5 bis 6 EUR/MWh höher, was dem Zuschlag entspricht, der durch die beschränkten Importkapazitäten an der Nordgrenze erzeugt wird.(3) Insgesamt ist das Preisniveau immer noch tiefer als noch vor wenigen Jahren (Abbildung 1). Ein Grossteil der Wasserkraftwerke kann bei diesen Marktpreisen die eigenen Gestehungskosten von durchschnittlich rund 6 Rp/kWh (4) noch nicht decken.

Abbildung 1 – Verlauf der Strompreise Cal18 Base am Grosshandelsmarkt in Deutschland (Quelle: EEX)

Die Kostenstruktur eines Wasserkraftwerks besteht zu einem hohen Anteil aus fixen oder zumindest kurzfristig nicht beeinflussbaren Kosten. Die relativen Kostenstrukturen drei beispielhafter Wasserkraftwerke, Kraftwerk Zervreila (KWZ, Hochdruck-Speicherwerk), Kraftwerke Oberhasli (KWO, Hochdruck Speicher-/Pumpspeicherwerk) und Kraftwerk Birsfelden (KWB, Niederdruck Laufwasserkraftwerk), sind in Abbildung 2 dargestellt. Dabei betragen bereits die weitgehend fixen Kapitalkosten (inkl. einem angenommenen kalk. Zins bzw. WACC von 5%) abhängig von der Altersstruktur je nach Kraftwerk 34–51%; hinzu kommen noch Betriebskosten im Umfang von 7–37%, die ebenfalls einen festen Anteil beinhalten, sowie Abgaben im Umfang von 15–37%, die als Wasserzinsen ebenfalls in der Konzession an die Kraftwerksleistung geknüpft und somit als fix zu betrachten sind.

Abbildung 2 – Generische Kostenstruktur von beispielhaft ausgewählten Wasserkraftwerken in der Schweiz (5); die angegebenen Prozentwerte entsprechen den relativen Anteilen der Kostenblöcke gemäss Geschäftsbericht per 31.12.2013

Es ist für ein Wasserkraftwerk somit nicht ohne weiteres möglich, seine Kosten kurzfristig zu senken und sich so den veränderten Marktbedingungen anzupassen. Ein Wasserkraftwerk, dessen Gestehungskosten über den aktuellen Marktpreisen liegen, kann deshalb aktuell nicht profitabel wirtschaften. Aufgrund des tiefen Marktpreises betrifft dies nicht mehr nur die neuen, verhältnismässig teuren Wasserkraftwerke, sondern fast alle relevanten Grosskraftwerke in der Schweiz.(6) Vor diesem Hintergrund ist der politische Entscheid, auch die Grosswasserkraft im Sinne der Systemrelevanz und der Versorgungssicherheit zu unterstützen, zu verstehen. Dazu wurden im Rahmen der Diskussionen des 1. Massnahmenpakets zur Energiestrategie 2050 Lösungsansätze diskutiert,konkrete Massnahmen vom Parlament verabschiedet und in der eidgenössischen Volksabstimmung vom 21.Mai 2017 vom Volk angenommen. Am Mittwoch, den 1. November 2017 hat nun der Bundesrat die für die Umsetzung notwendige, neue Energieförderungsverordnung (EnFV) genehmigt. Diese per 1. Januar 2018 umzusetzenden Massnahmen werden nachstehend vertieft beleuchtet.

Übersicht über die beschlossenen Fördermassnahmen auf Bundesebene

In der jüngeren Vergangenheit wurden politische Vorstösse auf verschiedenen Ebenen lanciert. Neben direkten Subventionen durch den Bund sind hier auch Lenkungssteuern auf den Import von „Dreckstrom“ und die Reduktion von Abgaben zu nennen. Zuletzt wurden politische Bestrebungen, die gesamte Wasserkraftproduktion zu Gestehungskosten in die Grundversorgung anrechnen zu können, im Rahmen der Strategie Stromnetze diskutiert. Diese und weitere Subventionsforderungen wurden mit der neusten Studie zur „System Adequacy“ der ETH im Auftrag des BFE zwar aus Sicht des UVEK mehrheitlich zurückgewiesen, jedoch sind diese politisch noch nicht vom Tisch. Der vorliegende Artikel fokussiert sich auf die Darlegung jener Subventionsansätze, die sich im 1. Massnahmepaket zur Energiestrategie 2050 durchgesetzt haben und per 1. Januar 2018 nun defintiv in Kraft treten.(10)

Die Unterstützungs- und Förderdiskussion auf Bundesebene wurde auf zwei Ebenen geführt. Einerseits wurde eine Unterstützung von notleidenden Wasserkraftwerken beschlossen. Hier wurde eine mit verhältnismässig geringem Aufwand umsetzbare Lösung der „Marktprämie“ gemäss Art. 30 des neuen Energiegesetzes (nEnG) gewählt.

Andererseits besteht auf Bundesebene das Instrument von „Investitionsbeiträgen“ gemäss Art. 26 nEnG für Wasserkraftanlagen. Das Programm hat das Ziel, auch im aktuellen Marktumfeld nicht rentable Investitionen zu ermöglichen, indem es die „nicht amortisierbaren Mehrkosten“ (NAM) deckt. Hintergrund des Förderprogramms sind die Zubauziele für erneuerbare Energieproduktion im Rahmen der Energiestrategie 2050.(11)

Beide aus Sicht der Schweizer Wasserkraft zentralen Instrumente, die Marktprämie und die Investitionsbeiträge, werden nachstehend erläutert.

Marktprämie

Das beschlossene Unterstützungsmodell soll Betreiber von Wasserkraftanlagen nicht erst kurz vor dem Konkurs retten, sondern die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der Schweizer Wasserkraft generell verbessern. Das nEnG schreibt in Art. 30 ein „einfaches“ Marktprämienmodell fest, das Betreibern von Wasserkraftanlagen, deren Gestehungskosten über den Marktpreisen liegen und die Elektrizität am Markt verkaufen, eine Marktprämie von maximal 1 Rp./kWh gewährt, die durch einen Beitrag von 0.2 Rp./kWh aus dem Netzzuschlag finanziert wird und auf fünf Jahre befristet ist. In der neu vorliegenden EnFV werden die Bestimmungen spezifisch detailliert.(12)

Anspruchsberechtigt sind Betreiber von Grosswasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW. Diese Grenze gilt für Einzelanlagen oder für gemeinsam betriebene Anlagenverbünde. Befindet sich im Verbund bereits eine KEV-geförderte Einzelanlage, dann muss die Leistung dieser Anlage abgezogen werden, um die Anspruchsberechnung zu ermitteln.(13) Insofern besteht bezüglich der Förderung eine gewisse Flexibilität, indem einerseits für den Anlagenverbund, andererseits für eine einzelne Anlage aus diesem Verbund Förderung beantragt werden kann. Anspruchsberechtigt ist nur die Energie, die am Markt unter Gestehungskosten verkauft werden muss. Die Höhe der Unterstützung ist auf maximal 1 Rp./kWh limitiert (14) und läuft nach 5 Jahren aus.(15) Die Betreiber können die Anspruchsberechtigung an ihre Eigner übertragen, sofern letztere das Risiko tragen. Eine weitere Übertragung dieses Rechts an Energieversorgungsunternehmen, die den Strom über langfristige Verträge beziehen, ist ebenfalls möglich.(16) Es gilt der Grundsatz, dass die Anspruchsberechtigung auf diejenigen Energieversorgungsunternehmen eingeschränkt wird, die ein Kraftwerk betreiben bzw. direkt die finanziellen Risiken des Kraftwerks tragen. Für Bezugverpflichtungen muss der entsprechende Vertrag vor dem 1. Januar 2016 abgeschlossen worden sein und nicht nur die kurze oder mittlere Frist umfassen.(17) Dies ist in Abbildung 3 dargestellt.

Abbildung 3 – Schema der Anspruchsberechtigung bei der Marktprämie

Art. 30 Abs. 3 nEnG hält fest, dass ein Anspruchsberechtigter mit einem Gesuch für alle sich in seinem Portfolio befindliche Energie Antrag stellen muss.

Die Bestimmung der kostenseitigen Kenngrössen ist im vorliegenden Fall relativ einfach, da Gestehungskosten für alle einzelnen Kraftwerke eines Versorgers nach den Branchenvorgaben (18) verfügbar sind und vom BFE Vereinfachungen vorgeehen werden. Die EnFV legt hier erste Details fest, wobei u.a. festgelegt wird, dass Wasserzinsen, Gratis- bzw. Konzessionsenergie sowie direkte, gewinnabhängige Steuern den Kosten zugerechnet werden können.(19) Zur Festlegung der Kapitalkosten wird der zulässige kalkulatorische Zins gemäss Art. 66 bzw. Art. 90 Abs. 2 EnFV als Teil der Gestehungskosten vom Bund vorgegeben.(20) In den Erläuterungen wird weiter festgehalten, dass im Sinne der Vereinfachung kostenseitig tatsächliche Kostenposten, wie z.B. die „overhead-Kosten“, ausgeblendet werden sollen.(21) Dabei wird im Kontext der Gesuchstellung in Art. 94 Abs. 2 lit. c und in den entsprechenden Erläuterungen des BFE explizit auf testierte Einzelabschlüsse pro Kraftwerk auf einen Jahresabschluss verwiesen, obwohl zahlreiche Wasserkraftwerke nicht als separat geführtes Partnerwerk, sondern integriert betrieben werden. Was dies für die Antragsteller ohne Partnerwerksstrukturen genau bedeutet, ist aktuell noch unklar. Ein Ausschluss aller anderen Wasserkraftwerke aufgrund solcher Formvorschriften wäre wohl rechtlich kaum haltbar. Das BFE hat zu den anrechenbaren Betriebs- und Kapitalkosten eine Richtlinie zu erlassen.(22)

Etwas schwieriger ist die Berücksichtigung der Ertragsseite. Hier wird eine Methode zur Festlegung von Referenzerlösen benötigt.(23) In der EnFV wird auch hier eine stark vereinfachende Lösung festgelegt, die einerseits nur Erlöse aus dem Verkauf von Strom berücksichtigt, nicht aber Erlöse aus Herkunftsnachweisen und Systemdienstleitungen; andererseits werden die effektiv gefahreren Profile zu stündlichen Spotpreisen am Markt CH herangezogen, so dass der Erlös erst ex-post berechnet werden kann.(24) Somit entfällt auch die Beurteilung, ob das Kraftwerk gegen den Markt optimiert wurde.

Art. 31 Abs. 1 nEnG legt fest, dass bei Anspruchsberechtigten mit Grundversorgungsauftrag nach Art. 6 des Stromversorgungsgesetzes (StromVG) die gesamte Menge der Grundversorgung von der Menge der Wasserkraft abgezogen werden muss („Grundversorgungsabzug“). Dies entspricht einer rechnerischen Priorisierung der Wasserkraft in der Grundversorgung und setzt einen starken Anreiz, die Kosten der Wasserkraft auch effektiv in der Grundversorgung anzurechnen. In Art. 31 Abs. 3 nEnG wird zudem festgeschrieben, dass die Gestehungskosten der abgezogenen Menge immer in der Grundversorgung nach Art. 6 StromVG angerechnet werden dürfen. Dies hat Folgen über die geplante Unterstützung hinaus, da daraus eine technologiespezifische Kostenzuweisung in die Grundversorgung zugunsten erneuerbarer Energie (25) resultiert. Dies wird durch die EnFV bestätigt und näher spezifiziert. Insbesondere wird erläutert, wie mit zusätzlichen Erneuerbaren umzugehen ist („Grundversorgungsabzug“ vs. „bereinigter Grundversorgungsabzug“) und dass das Portfolio anteilsmässig an die Grundversorgung angerechnet werden muss, und nicht etwa prioritär zugunsten der teuersten Anlagen.(26) Das Bundesgerichtsurteil vom 20. Juli 2016 (27), das eine prioritäre Zuweisung von Eigenproduktion (und damit auch der Grosswasserkraft) zur Grundversorgung explizit als nicht konform mit Art. 6 Abs. 5 StromVG beurteilt und damit verhindert, wird im Fall der für die Marktprämie gemäss Art. 30 nEnG berechtigen Grundversorger bezüglich Wasserkraft und erneuerbarer Energie durch das neue Gesetz ausgehebelt.

Neu in der EnFV geregelt sind auch das Gesuchsverfahren und die entsprechenden Nachprüfungen. Die Förderung muss für das abgelaufene Kalenderjahr bis zum 31. Mai des laufenden Jahres beantragt werden (28), wobei dann über alle Anträge gleichzeitig entschieden werden und, falls die anspruchsberechtigten Fördergelder die verfügbare Menge überschreiten, proportional gekürzt weden kann.(29) Die Verordnung legt ebenfalls fest, welche Angaben das Gesuch konkret enthalten muss und welche Rollen BFE und ElCom beim Verfahren innehaben (Lead ist beim BFE, ElCom kann auf Anfrage des BFE unterstützen).(30)

In Summe verfolgt das nEnG einen sehr pragmatischen Subventionsansatz, der einfache Umsetzbarkeit hoch priorisiert. Die Kehrseite davon sind Vereinfachungen, welche zu Verzerrungen bei der Kosten- und Erlösermittlung führen und damit verbunden, ein gewisser Giesskanneneffekt, indem praktisch die gesamte Grosswasserkraft in der Schweiz, deren Energie nicht in der Grundversorgung abgesetzt werden kann, finanziell unterstützt werden dürfte, immer vorausgesetzt, dass das Marktpreisniveau nicht weiter ansteigt.

Investitionsbeiträge

Zur Erreichung der Zubauziele der Energiestrategie 2050 soll auch die Wasserkraft einen Beitrag leisten. Vor dem Hintergrund der nach wie vor tiefen Marktpreissituation ist ein Zubau ohne Förderung jedoch nahezu ausgeschlossen.(31) Deshalb wurde mit der Zustimmung zur Energiestrategie 2050 beschlossen, dass Neubauten von Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW und erhebliche Erweiterungen und Erneuerungen von bestehenden Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von mehr als 300 kW mit Investitionsbeiträgen gefördert werden können.(32) Die benötigten Fördermittel stammen aus der bestehenden Bundesabgabe für erneuerbare Energien (0.1 Rp./kWh für Grosswasserkraft).(33) Für die Förderung gelten ab 1. Januar 2018 folgende Rahmenbedingungen:

  • Es werden Anlagen ab 300 kW Leistung bis 10 MW Leistung mit maximal 60% der Investitionskosten gefördert. Grössere Anlagen erhalten maximal 40% der Investitionskosten.(34) Nicht förderbar sind Pumpspeicherkraftwerke.(35) Es werden nur Kraftwerke mit Inbetriebnahmedatum nach dem 1. Januar 2013 gefördert.(36)
  • Der Förderbetrag darf die „nicht amortisierbaren Mehrkosten“ (NAM) nicht überschreiten. Die NAM ergeben sich aus der Differenz zwischen den zukünftigen, kapitalisierten Gestehungskosten für die Elektrizitätsproduktion und dem zukünftig erzielbaren kapitalisierten Marktpreis.(37)
  • Befristung der Förderung bis 2031.(38)

Eine Zusammenfassung der Anspruchsberechtigungen ergibt sich aus der Darstellung in Abbildung 4.

Abbildung 4 – Übersicht der Anspruchsberechtigungen gemäss Art. 48 EnFV

Während die Begrifflichkeit bei einem Kraftwerksneubau klar ist, wird die Anspruchsberechtigung bei erheblichen Erneuerungen und erheblichen Erweiterungen in der EnFV nun im Detail definiert. U.a. legt die EnFV fest, was genau erhebliche Erneuerungen und Erweiterungen sind (39), welche minimale Restlaufzeit bestehende Anlagen noch aufweisen müssen, um in den Genuss der Förderung zu kommen (40), und welche Förderansätze höchstens ausbezahlt werden dürfen. Dabei wird wenig überraschend der Fokus auf die Erweiterungen gelegt, die höhere maximale Förderungen erhalten. Das UVEK überprüft die Förderansätze alle 5 Jahre.(41)

Die Bestimmung des Förderbeitrags benötigt die folgenden Grundlagen:

  • Die effektive Investitionssumme;
  • Die mit der Investition zusammenhängenden, zukünftigen cashflow-relevanten Betriebskosten und allfällige Ersatzinvestitionen;
  • Die erwarteten, mit der Investition direkt zusammenhängenden Erlöse.

Während der vorgeschriebene Anteil von 40% bzw. 20% (Erneuerung) sowie 60% bzw. 35% (Erweiterung) an den Investitionskosten den Investitionsbeitrag gegen oben begrenzt (Maximalbetrag), errechnet sich der konkrete Förderbetrag im Einzelfall aufgrund der NAM. Die grösste Herausforderung dabei bietet die Festlegung der zukünftigen Erlöse. Wichtigster Treiber der erwarteten Erlöse ist die Preissituation am Strommarkt Schweiz, wobei als Referenz die Grosshandelspreise herangezogen werden. Dafür wird eine belastbare, auf konsensfähigen, konsistenten Annahmen beruhende Marktpreiskurve benötigt. Weil damit auch hochflexible Kraftwerke bewertet werden müssen, ist eine stündliche Auflösung der Kurve wichtig. Die Kurve muss Werte bis zum Ablauf der Konzession enthalten, d.h. über einen Zeitraum von bis zu 80 Jahren. Die Höhe der Kurve hängt dabei primär von den Grundannahmen ab, wobei nicht nur der verfügbare Kraftwerkspark in der Schweiz und in Europa (heute und in der Zukunft) eine Rolle spielt, sondern auch die Grenzkosten der jeweils eingesetzten Produktionstechnologie. Diese hängen gerade bei fossilen Kraftwerken hauptsächlich von den Preisen der Primärenergieträger ab, welche auf regionalen (Erdgas, CO2) oder weltweiten (Erdöl, Steinkohle) Märkten gebildet werden. Entsprechend anspruchsvoll dürfte die Erarbeitung einer konsensfähigen Preiskurve sein. Bei der Berechnung der Erträge wird verlangt, dass diese auf Basis eines wirtschaftlich optimierten Kraftwerkseinsatzes geschieht.(42)

Abbildung 5 – Schematische Darstellung der Berechnung der NAM

Basierend auf den entsprechenden Grundlagen und Annahmen werden die kapitalisierten freien Cashflows (vor Zinsen, nach Steuern) der Anfangsinvestition gegenübergestellt (vgl. Abbildung 5). Ein negatives Ergebnis entspricht einem negativen Nettobarwert und bedeutet, dass NAM vorliegen bzw. dass der Kraftwerksbetreiber die Investition ohne Subvention über die Konzessionsdauer aus heutiger Sicht nicht refinanzieren könnte und daher nicht ausführen würde.(43) Entsprechend besteht in diesem Fall ein Anspruch auf einen Investitionsbeitrag gemäss Art. 26 nEnG. Übersteigen die kapitalisierten freien Cashflows jedoch die Anfangsinvestitionen (positiver Nettobarwert), so bestehen keine NAM und damit auch kein Anspruch auf einen Investitionsbeitrag. Dies dürfte aufgrund der aktuellen Ausgestaltung der Erlös- und Kostenanrechung insbesondere bei Erneuerungsinvestitionen der Fall sein.(44)

Die EnFV regelt über die gesetzlichen Bestimmungen hinaus weitere Details zum Prozess. Für Anlagen < 10 MW gelten andere Vorschriften als für Anlagen > 10 MW. Insbesondere wird für Erstere eine Warteliste geführt, wenn die Mittel nicht ausreichen, bei Letzteren gibt die Verordnung eine Priorisierung aufgrund der grössten Mehrproduktion im Verhältnis zu den eingesetzten Fördermitteln vor.(45) Das Gesuchsverfahren, inkl. benötigter Angaben, Fristen und genauen Kriterien zur Akzeptanz, ist ebenfalls in der Verordnung festgelegt, sowie das gestaffelte Auszahlungsverfahren, von dem höchstens 80% bis zum Vorliegen des definitiven Förderbetrages ausbezahlt werden darf.(46)

Schlussfolgerungen

Die aktuell fehlende Kostendeckung der Wasserkraftwerke ist grundsätzlich unbestritten. Es ergeben sich daraus aber Widersprüche und Komplexitäten. So muss die Unterstützung der Wasserkraft, die mit dem nEnG verankert worden ist, mit dem im StromVG geregelten, nur auf teilweiser Öffnung basierenden Strommarktmodell in Einklang gebracht werden. Dieses sieht bereits vor, dass die Gestehungskosten der Produktion an die gebundenen Kunden anteilsmässig abgewälzt werden können. Das führt zu Abgrenzungsproblemen, wenn ein Kraftwerk gleichzeitig im Besitz mehrerer Gesellschaften ist, von denen einige Verpflichtungen in der Grundversorgung haben, andere aber nicht. Ebenso muss beachtet werden, dass Versorger in der Regel einen Kraftwerkspark betreiben, aus dem sie einerseits die Grundversorgung decken, andererseits aber auch ihr Marktportfolio alimentieren. Diese Konstellationen machen die Umsetzung ab 2018 zur Herausforderung, welche im Detail zu einigen Diskussionen und allenfalls Rechtsstreitigkeiten führen könnte.

Bei der Unterstützung selber bildet die Definition der Anspruchsberechtigung eine zentrale Herausforderung. Die meisten Produktionsanlagen in der Schweiz sind Partnerwerke und somit reine „Cost Center“, ohne dass sie finanzielle Risiken tragen würden. Diese liegen bei den Eigentümern oder bei von diesen vertraglich gebundenen Versorgern. Die Eigentümerschaft eines Kraftwerks kann aus direkt beteiligten EVU, Energiehandelsunternehmen, reinen Finanzgesellschaften und der öffentlichen Hand (Kantone, Gemeinden) bestehen. Mehrstufige Besitzverhältnisse führen zu Abgrenzungsproblemen beim Anspruch und der Verteilung der Unterstützungsgelder, auch im Zusammenhang mit der oben beschriebenen Ausscheidung der Grundversorgung. Auch hier gilt, dass das Thema zwar gemäss den Vorgaben von EnG und EnFV im Grundsatz lösbar ist, im Einzelfall aber erheblicher Klärungsbedarf resultieren dürfte.

Weiter zeigt die Ausrichtung der Unterstützung den klassischen Konflikt zwischen der Einfachheit der Umsetzung und einer gezielten Unterstützung. Bei der Marktprämie hat sich eindeutig der Anspruch der Einfachheit durchgesetzt, was aus verwaltungsökonomischer Sicht zu begrüssen ist. Die Kehrseite besteht aber darin, dass keine wirklich gezielte Unterstützung mehr möglich ist. Die vorhandenen, limitierten Mittel werden eher mit der „Giesskanne“ verteilt, so dass zwar viele Kraftwerke profitieren werden, die wirklich Notleidenden jedoch zu wenig Mittel erhalten, um die wirtschaftliche Notlage nachhaltig zu verbessern.

Abbildung 6 – Schematische Darstellung der Prozessabwicklung aus Sicht des Kraftwerksbetreibers am Beispiel der Marktprämie (jährlicher Prozess)

Auf die Betreiber der Wasserkraftwerke wartet trotz der beabsichtigten Niederschwelligkeit und Einfachheit der Prozesse die anspruchsvolle Aufgabe, die benötigten Anträge zeitgerecht und korrekt auszufüllen und einzureichen. Da die Fördermittel wesentlich, jedoch klar begrenzt, im Fall der Marktprämie mit einem festen Stichtag (31. Mai) und im Fall der Investitionsbeiträge mit Wartelisten bzw. Priorisierungsmechanismen verbunden sind, wird die zeitnahe und vor allem korrekte Gesuchsstellung für die betroffenen Unternehmen zentral sein. Eine gute Vorbereitung und belastbare Datengrundlagen bilden somit die Grundvoraussetzungen für einen erfolgreichen Gesuchsprozess (vgl. Abbildung 6).

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Flatt, Marti: Förderung der Schweizer Wasserkraft ab 1.1.18

Verweise

(1) BFE (2017) Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2016.

(2) EEX Phelix Base für Kalenderjahr 2018, am 23. Oktober 2017 (Settlement price). Preis ist in Bezug auf das relative Handelsjahr seit der letzten Ausgabe des Newsletters um knapp 5 EUR/MWh angestiegen. Erhältlich unter www.eex.com.

(3) Preis der Nordgrenze als Differenz der Marktpreise Deutschland und Schweiz für die Kalenderjahre 2018 bzw. 2019, jeweils Base: 6.10 bzw.4.84 EUR/MWh (EEX Settlementpreise per 23.Oktober.2017). Die Preise der relativen Handelsjahre sind seit der letzten Ausgabe des Newsletters rund 5 bzw. 2.5 EUR/MWh gesunken.

(4) Werte für 2013, Kosten variieren je nach Kraftwerkstyp und Berechnungsansatz zwischen 4.7 und 7.4 Rp./kWh; vgl. BFE/CEPE (2014) Kostenstruktur und Kosteneffizienz der Schweizer Wasserkraft. Erhältlich unter www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?extlang=de&name=de_876305500.pdf.

(5) Vgl. EVU Partners AG (2015) Unterstützung bestehende Wasserkraft / Einzelfallprüfung. Erhältlich unter www.bfe.admin.ch/energiestrategie2050/06450/index.html?lang=de&dossier_id=06075. Kraftwerksdaten gemäss öffentlich verfügbaren Geschäftsberichten.

(6) Diese Sichtweise wurde durch eine neue Studie der ETH Zürich jüngst in Frage gestellt: https://www.nzz.ch/schweiz/pikante-studie-zur-wasserkraft-ld.1325085.

(7) Vgl. etwa Bäumle (2015) Parlamentarische Initiative 15.465. Erhältlich unter www.parlament.ch/de/ratsbetrieb/suche-curia-vista/geschaeft?AffairId=20150465.

(8) Vgl. EVU Partners AG (2017) Grundversorgung als Angelpunkt von Förderung und Liberalisierung. Erhältlich unter www.evupartners.ch oder Forster (2017), Gegen neue Subventionen für die Wasserkraft, NZZ.

(9) Vgl. BFE (2017) Modellierung der System Adequacy in der Schweiz im Bereich Strom. Erhältlich unter www.bfe.admin.ch/themen/00612/00613/index.html?lang=de&dossier_id=06901.

(10) Genehmigte Fassung der EnFV vom 1. November 2017: Erhältlich unter www.bfe.admin.ch/energiestrategie2050/06450/index.html?lang=de&dossier_id=06919.

(11) Vgl. BFE (2012) Infoanlass Energiestrategie 2050. Erhältlich unter www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?extlang=de&name=de_296287736.pdf.

(12) Details Art. 88 ff. EnFV.

(13) Art. 88 Abs. 1-2 EnFV.

(14) Art. 30 Abs. 1 nEnG.

(15) Art. 38 Abs. 2 nEnG.

(16) Art. 30 Abs. 2 nEnG.

(17) Art. 88 Abs. 3 EnFV; als kurz- bzw. mittelfristig gelten Vertragsdauern von bis 3 bzw. bis 5 Jahren gem. den Erläuterungen des BFE zur EnFV.

(18) Vgl. VSE (2013) Kostenrechnungsschema Gestehungskosten KRSG-CH.

(19) Art. 90 EnFV.

(20) Gemäss Anhang 3 der EnFV und unter Annahme eines Betas von 0.65 (in Anlehnung an die Studie des BFE zur Rentabilität der Grosswasserkraft aus dem Jahr 2013) sowie eines Bonitätszuschlags von 1.75% würde sich aktuell ein anzuwendender „Produktions-WACC“ von 5.56% ergeben. Dieser Wert ist abhängig von der konkreten Festlegung der Peer-Group gemäss EnFV Anhang 3, Ziff. 3.2, durch das UVEK.

(21) Vgl. BFE (2017) Erläuterungen EnFV, S. 27.

(22) Art. 90 Abs. 3 EnFV.

(23) Art. 30 Abs. 4 nEnG.

(24) Art. 89 EnFV.

(25) Art. 31 Abs. 2 nEnG reduziert die abzuziehende Menge um die Mengen erneuerbarer Energie in der Grundversorgung, um weitere erneuerbare Energie nicht gegenüber der Wasserkraft zu benachteiligen.

(26) Art. 91 und 92 EnFV.

(27) Für eine Zusammenfassung siehe EVU Partners AG (2016) Bundesgericht bestätigt die ElCom-Praxis hinsichtlich der Grundversorgung. Erhältlich unter www.evupartners.ch/evu/wp-content/uploads/2016/08/20160817_EVUP_BGer-Urteil-zur-Grundversorgung_final.pdf.

(28) Art.94 Abs. 1 EnFV. Erstmal per 31. Mai 2018 für das Kalenderjahr 2017 (ex-post).

(29) Art. 95 Abs. 2 EnFV.

(30) Art. 95 Abs. 4 EnFV.

(31) Für grundlegende Überlegungen siehe BFE (2014) Förderung neuer Wasserkraftwerke (Zubau). Erhältlich unter www.bfe.admin.ch/energiestrategie2050/06450/index.html?lang=de&dossier_id=06075.

(32) Art. 24 Abs. 1 lit. b nEnG.

(33) Art. 36 Abs. 1 lit. b nEnG.

(34) Art. 26 Abs. 1 nEnG.

(35) Art. 24 Abs. 1 lit. b nEnG.

(36) Art. 24 Abs. 3 nEnG.

(37) Art. 29 Abs. 2 nEnG.

(38) Art. 38 Abs. 1 lit. b nEnG.

(39) Art. 47 EnFV.

(40) Art. 33 EnFV.

(41) Art. 48 Abs. 4 EnFV.

(42) Art. 65 EnFV; bei Anlagen < 10 MW können Standardprofile verwendet werden.

(43) Allfällige Restwerte werde am Ende der Konzessionsdauer als Geldzuflüsse berücksichtigt.

(44) Vgl. Vgl. BFE (2017) Erläuterungen EnFV, S. 24.

(45) Art. 49-52 EnFV.

(46) Art. 60 EnFV.


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Ich beschäftige mich hauptsächlich mit Strombeschaffung und -handel, Energiemarktanalyse, Risiko- und Portfoliomanagement sowie mit energiewirtschaftlich anspruchsvollen Business Cases und Transaktionen.

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