Nicht Gaskraftwerke, sondern mehr Photovoltaik für das Winterhalbjahr

Seit Monaten führen die PR- Beauftragten der BKW in den sozialen Medien eine Kampagne gegen die Einführung von wettbewerblichen Ausschreibungen von Stromlieferverträgen. Laut Urs Meister sollen simple Bausubventionen («Investitionsbeiträge»)  ausreichen, um die Versorgungssicherheit im Inland sicherzustellen, es brauche dazu aber noch «Kapazitätsmechanismen» –  also Zuschüsse für Kraftwerke, die bei Knappheitssituationen in Betrieb gehen und zu diesem Zweck müsse man auch «fossil-thermische Kraftwerke fördern», im Klartext: klimaschädliche Gaskraftwerke subventionieren.

Die BKW-Positionierung ist, angesichts der nicht zu bestreitenden Fachkenntnis des Autors – mehr als verblüffend. Noch im Jahre 2018 plädierte Urs Meister dafür, auf den Bau individueller Reservekapazitäten zu verzichten [[1]]. Und im neusten Blogbeitrag beweist Urs Meister, dass er genau weiss, wie es richtig ginge:

«In einer «optimalen Welt» zahlt ein Fördermodell den Investoren genau jenen Betrag, der für die Erstellung und den Betrieb einer Produktionsanlage nötig ist, aber nicht durch Markterträge erwirtschaftet werden kann.»

Stimmt. Genau so funktionieren Ausschreibungen für Lieferverträge mit gleitender Marktprämie. Weshalb dann das BKW-Veto gegen dieses System, das in 109 Ländern erfolgreich praktiziert wird?

109 Länder beschaffen neuen Strom mittels Auktion von Lieferverträgen mit gleitender Marktprämie [[2]]  

Strombörsen mit Preisen auf Grenzkosten-Niveau  

Niemand kennt die zukünftigen Strompreise. Die Notierungen an den Strombörsen sind zum Spielball der Klimapolitik geworden, abhängig von den CO₂-Preisen im Emissionshandel. Der Zubau von erneuerbaren Energien im Ausland, das Abwracktempo für Atom- und Kohlekraftwerke und die Witterung bestimmen die Strompreise. Kraftwerke gehen in Betrieb, sobald die Grenzkosten gedeckt sind, also ab ca. 1 Rp/kWh. In keinem Land mit wettbewerblichem Markt können die Vollkosten für neue Kraftwerke an der Strombörse gedeckt werden.

Zudem: Investoren neigen zu Pessimismus. Dazu sind sie verpflichtet, um ihre Kapitalanlagen vor Verlust zu schützen. Bei Baubeiträgen wie der Bundesrat sie anstrebt, ist die Wahrscheinlichkeit gross, dass mehr Geld fliesst als auf Basis der realen Preise dann eigentlich nötig.

In Deutschland und Frankreich geht der Strom aus neuen Kraftwerken an Auktionen für 4 bis 6 €C./kWh ins Netz  [[3]]. Diese tiefen Preise sind möglich, weil die Investitionen vor dem Marktpreisrisiko geschützt sind.

Die gleitende Marktpreise ergänzt den Börsenstrompreis bis zum Gebotspreis

Die gleitende Marktprämie garantiert in beiden Ländern während 15 bis 20 Jahren einen vertraglichen Lieferpreis, der mittels Ausschreibungen bestimmt wird. Den  Zuschlag erhält, wer kostengünstig liefert. Liegen die Preise an der Strombörse unter dem vertraglichen Gebotspreis, werden sie aus dem Netzzuschlag bezuschusst.

Sind die Kraftwerke nach dem zwanzigsten Betriebsjahr amortisiert, laufen sie ohne Zuschüsse weiter. Betriebs- und Unterhaltskosten lassen sich dann in der Regel auf Basis der Erlöse decken, die die Strombörsen hergeben. Viele Branchenverbände und politische Parteien, aber auch Stromkonzerne wie Axpo und Alpiq sprechen sich aus diesem Grund für die gleitende Marktprämie aus. Sie haben erkannt, dass die Inlandproduktion nur überlebt, wenn gleichwertige Rahmenbedingungen wie im Ausland gelten. Und diese Form der Bezuschussung ist kostenminimal. Geld fliesst nur, soweit vertraglich nötig. Bei hohen CO₂-Preisen decken die neuen Kraftwerke ganz aus dem Markterlös.  

Auch die BKW will Zuschüsse

In der Schweiz wurde in den letzten zehn Jahren sozusagen nichts mehr in neue Grossanlagen investiert. Die BKW-Chefin, Frau Suzanne Thoma, findet das geplante Kraftwerk Trift zwar „ein tolles Projekt“, ruft aber ebenfalls nach besserer Abgeltung als das, was an den Strombörsen noch gelöst werden kann  [[4]].

Seit 2010 wurde in der Schweiz in eine Neuproduktion von gerade mal 3,4 TWh/Jahr investiert – entsprechend 6 Prozent des Endverbrauchs 2019. Gebaut wurden überwiegend kleine und mittlere Anlagen mit Einspeisevergütungen oder Solardächer mit Einmalvergütung für den Eigenverbrauch.

Im Ausland baute die Schweizer Elektrizitätswirtschaft im selben Zeitraum ein zusätzliches Portfolio mit 11,4 TWh Jahresproduktion auf [[5]]. Die BKW selber gehört zu den grössten Investoren, aber eben nicht in der Schweiz.

Will die Schweiz  die Versorgungssicherheit aus eigener Kraft gewährleisten, muss man den Schweizer Ausbaupfad verbindlicher gestalten und die Rahmenbedingungen auf das Niveau bringen, dass wir mit den Standorten im Ausland wettbewerbsfähig werden.

Von den jüngst gebauten Photovoltaik (PV)-Anlagen bis 30 kW arbeitet die Hälfte der Anlagen nicht kostendeckend – «Insgesamt können [nur] 50% dieser Anlagen in weniger als 35 Jahren amortisiert werden» –  so legt eine neue, unabhängige Studie im Auftrag des Bundesamtes für Energie (BFE) die Verhältnisse offen [[6]]. Schuld daran sind die miserablen Rückliefertarife für Solarstrom. Ein ökologischer Umbau auf Basis von Almosen funktioniert eben nicht.

Die Netzbetreiber in der Schweiz vergüten nur den Strom aus ihren eigenen Anlagen kostendeckend. Sie dürfen zu diesem Zweck ihre gebundenen Kundinnen und Kunden melken, die den Lieferanten nicht wechseln dürfen. Dazu kommen Quersubventionen aus Gewinnen im Netzgeschäft, wo weiterhin Monopole bestehen. Gerade die BKW hat mit die höchsten Netzgebühren der Schweiz.   

Höhe der Netzgebühren (Haushalte H4), Quelle: ElCom Tätigkeitbericht 2019  [[7]]

Den Strom von Dritten im eigenen Versorgungsgebiet speisen viele Netzbetreiber absolut schäbig ab. Den Minusrekord hält aktuell die Luzerner CKW, die gerade noch 1,7 Rp/kWh für Solarstrom von Privaten bezahlt [[8]].

Drei Jahre nach der klaren Volksabstimmung (58% Ja) haben PV-Anlagen ohne Eigenverbrauch noch immer keine wirtschaftliche Basis. Das Parlament und die Bundesverwaltung diskriminieren die dezentrale Stromerzeugung mit teilweise miserablen Abgeltungen, fehlender Rechtssicherheit, bürokratischen Bewilligungshürden und raumplanerischen Auflagen. Anlagen auf bestehenden Infrastrukturen errichtet werden, weil die Eigentumsrechte nicht geklärt sind und weil trotz Gestehungskosten weit unter 10 Rp/kWh ein rechtlich geschütztes Geschäftsmodell fehlt. Geht es nach dem Bundesrat, dann soll es im neuen Stromversorgungsgesetz noch schlimmer kommen. Die Heraufsetzung der Grundpreise anstelle von variablen Tarifen auf Druck einiger Netzbetreiber wird die Rentabilität aller Solarstromanlagen ein weiteres Mal verschlechtern. Mit dem falschen Etikett „Verursacherprinzip“ sollen die variablen Netzgebühren zu einer fixen Stromsteuer umfunktioniert werden, ganz egal wie viel und zu welchem Zeitpunkt Elektrizität tatsächlich bezogen wird. Das ist das genaue Gegenteil von Verursacherprinzip, wird nebenbei sparsame Kleinbezüger besonders hart bestrafen und widerspricht im Übrigen den zentralen Zielsetzungen des Energieartikels der Bundesverfassung [[9]].  

Holzweg fossile Gaskraftwerke 

Es sind diese vielen, für Laien unfassbaren Markthürden, die dazu führen, dass der Ausbau der Photovoltaik niemals die nötigen Dimensionen erreicht und Stromkonzerne wie die BKW am Ende dazu verführt, Subventionen für fossile Gaskraftwerke zu verlangen, selbst wenn sie bei genauem Hinsehen teurer sind als einheimische Winter-Photovoltaik.

Fossile Gaskraftwerke stellen die Energiestrategie grundlegend in Frage. Sie gefährden das Geschäftsmodell der Speicher- und Pumpspeicherwerke. Und weil Erdgas importiert werden muss, ist die Verfügbarkeit in Krisenzeiten fraglich. Wenn man einen chemischen Speicher für Notzeiten propagiert, dann müsste idealerweise Biomethan oder grüner Wasserstoff aus einheimischer Produktion mit einheimischen Gaslagerstätte zum Dispositiv gehören. Solche «erneuerbaren» Gaskraftwerke sollten nicht am Strommarkt teilnehmen, sondern sie sollten nur auf Veranlassung der ElCom als «strategische Reserve» in Betrieb genommen werden, wenn die Preise sehr hoch sind und es nicht anders geht.

Versorgungssicherheit nicht von der Stromproduktion trennen

Intelligenter als Gaskraftwerke wäre der beschleunigte Ausbau der einheimischen Produktion. Inländische Winter-Produktion lässt sich am einfachsten und am billigsten alpiner Photovoltaik beibringen. Auch Strom aus Biomasse oder aus gespeicherter Wasserkraft lässt sich bei Bedarf noch aufstocken, ist aber bereits wesentlich teurer.

In den Alpen liegen die kostengünstigen Lösungen verborgen: nahezu vertikal gestellte, bi-faciale Solarstromanlagen. Sie liefern im Winterhalbjahr (Februar bis April) und im Herbst (September/Oktober) ihr Produktionsmaximum [[10]], was der Berner Solarpionier und Professor Heinrich Häberlin schon vor Jahren nachwies [[11]].

PV-Anlagen sind schon ab ca. 800 m über Meer im Winterhalbjahr viel produktiver als im Unterland. Entlang von Bergstrassen, Staumauern, auf alpinen Stauseen oder Lawinenverbauungen könnten sie mehrere Atomreaktoren spielend ersetzen, wenn man sie denn bauen wollte. Und die Gebirgskantone könnten sich ein Zubrot verdienen, wenn wie beim Wasserzins neue Anreize gesetzt würden. Dies alles wäre etwa halb so teuer wie neue Saisonspeicher mit Wasserstoff und würde dem gleichen Zweck dienen – der Versorgungssicherheit.

Scheint nämlich im Winter die Sonne, werden die Speicher er Stauseen geschont. Es erübrigen sich die postulierten «Kapazitätsmechanismen» auf fossiler Basis. Auktionen werden zeigen, dass Winterstrom aus Photovoltaik zu 5 Rp/kWh kein Traum sein muss. Denn an alpinen Lagen ist Sonneneinstrahlung etwa gleich gross wie in Spanien, wo die Schweizer Stromriesen bisher bevorzugt investiert haben.

Nötig wäre, dass sich das Parlament mit diesen Optionen beschäftigt und die Hindernisse aus dem Weg räumt. Bereits bestehende öffentliche Infrastrukturen sollten als multifunktionale Standorte von Bewilligungspflichten entlastet werden. Denn wen interessiert eigentlich, ob eine gemauerte Strassenböschung grau aus Stein oder schwarz aus Solarmodulen daherkommt? Im Rahmen von angemessenen Gestaltungsregeln sollte alles erlaubt sein, was bei Dritten zu keinem Schaden führt, so wie es bei Solardächern längst funktioniert.

Massgeschneidert für die Schweiz

Urs Meister kritisiert die europäischen Spielregeln für sauberen Strom: «Sinkt der Marktpreis, muss die Subvention aufgestockt werden. Aktuelles Beispiel dafür ist Deutschland, wo nach dem Preiseinbruch während der Corona-Krise ein Anstieg der EEG-Abgabe droht. Ironischerweise steigen nun die Stromkosten für die Verbraucher, obschon die Preise am Markt sinken.»

Das stimmt so nicht. Die «Stromkosten» für die Konsumentinnen und Konsumenten sind bei festen Lieferverträgen immer dieselben. Was aber fehlt, ist Wettbewerb und eine faire Kostenverteilung. Die Grossindustrie profitiert vom direkten Marktzugang mit tiefen Notierungen, während die Kleinbezüger die Umlagen bezahlen.

Nicht umsonst gewinnen die sogenannten «contracts for difference» europaweit an Bedeutung. Steigen die Strompreise, fliesst Geld in den Netzzuschlagsfonds zurück und die  Konsumentinnen und Konsumenten sind vor Übergewinnen geschützt.

Contracts for difference: Bei hohen Preisen an der Strombörse fliessen die Einnahmen oberhalb des Gebotspreises an den Netzzuschlagsfonds zurück.   

Zudem gilt es zu beachten, auf welch tiefem Niveau sich die EU-Strompreise an der Strombörse inzwischen bewegen: 6,0 Rp/kWh (2018), 4,5 Rp/kWh (2019) und – wegen Corona – 3,6 Rp/kWh im 1. Quartal 2020 (mittleren Energiepreise laut BFE [[12]]). Es ist noch kein Jahrzehnt her, da wollte die BKW neue Kernkraftwerke bauen, für «15 bis 18 Rappen pro Kilowattstunde», Originalton Suzanne Thoma [[13]].

Solarstrom ist heute weniger als halb so teuer. Aber das tiefe Preisniveau stellt sich nur dann ein, wenn die Rahmenbedingungen stimmen und bürokratische Hürdenläufe beseitigt sind.

Auktionen für Lieferverträge mit gleitender Marktprämie verteilen nur gerade so viel Geld wie nötig ist, um die effizientesten Anlagen zu finanzieren. Alle haben dabei die gleichen Chancen. Auch die Fokussierung auf Winterstrom lässt sich transparent honorieren, und bezahlt wird nur im Umfang der Lieferung. Es gilt Wettbewerb und niemand kauft die Katze im Sack, wie bei Baubeiträgen.

Wettbewerb statt Giesskanne

Ein «marktnahes» Finanzierungsmodell verlangt auch Artikel 30 Absatz 5 des Energiegesetzes. Der Gesetzgeber soll die Einspeisevergütungen durch ein besseres System ablösen, nachdem das BFE alle Vergütungen für Elektrizität für alle Technologien auf eigene Veranlassung vorzeitig gestoppt hat.

Mit den Verhältnissen am internationalen Strommarkt scheint man sich im BFE nicht so gerne zu beschäftigen, sonst wäre man dort nicht auf die Idee gekommen, zur Giesskanne mit 60% (!) Investitionsbeiträgen zu greifen, und dies in einem angeblich «schlanken Verfahren», bei dem die wirtschaftliche Notwendigkeit der Beitragsleistung gar nicht erst näher geprüft werden soll. «Neu sollen die nicht amortisierbaren Mehrkosten nicht mehr berechnet werden müssen», schreibt der Bundesrat in der Vernehmlassungsvorlage [[14]].

Was ist marktnah an einem solchen System, in dem neue Wasserkraftwerken pauschal 60% der Baukosten geschenkt erhalten, bestehende Grosskraftwerke, die renoviert werden müssen, aber leer ausgehen?

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien war bisher immer dann erfolgreich, wenn sie performance-basiert finanziert wurde. Nicht wer baut, sondern wer Strom liefert, soll Geld erhalten. Massgeblich war bisher die effektive Stromproduktion. Wer weisse Elefanten hinstellt, ging leer aus.

Dass dieses Erfolgsmodell soll nun aufgegeben werden soll, weckt Misstrauen. Was genau führt das BFE eigentlich im Schilde? Jahrelang wurden Zehntausende Solarprojekte ohne Finanzierungszusage auf Wartelisten hängen gelassen. Manche haben inzwischen ihren gesetzlichen Rechtsanspruch inzwischen verloren, obschon sie schon gebaut sind.

Vor kurzem wurde bekannt, dass 90 Mio. CHF in ein Geothermie-Projekt gesteckt werden sollen, ohne dass sichergestellt ist, dass eine einzige Kilowattstunde Strom fliessen wird. Wenn solche Prestigetechnologien Schule machen, die wie die Atomkraft wegen ihrer Kosten obsolet sind, dann dürfte dies den Ruf der Energiestrategie beschädigen.

Soll in Zukunft gelten, dass Geld bekommt, wer am lautesten schreit oder in der Bundesverwaltung einen Götti hat? Die Mehrheit will das nicht, diese Prognose sei hier gewagt.

In Deutschland werden die Lieferverträge für sauberen Strom seit 2014 auktioniert, in den meisten anderen Ländern inzwischen auch. Die deutschen Auktionsergebnisse begannen bei über 9 €C./kWh für Solarstrom. Seither hat sich der Preis halbiert, weil die Branche professioneller wurde.

Dank den tiefen Preisen sinkt der Aufwand für Marktprämien. Sie sind nur noch im Notfall  nötig. Die Zusicherung einer vertraglichen Entschädigung der Lieferungen hat vor allem den zweck der Absicherung, um kostengünstige Kreditaufnahmen zu ermöglichen. Wenn die Banken wissen, dass ein Abnahme-Vertrag über 20 Jahre im volatilen Markt feste Einnahmen garantiert, verzichten sie auf teure Risikoprämien und gewähren Kredite zu Konditionen von Hypotheken. Davon profitieren letztlich alle Strom-Kundinnen und Kunden.

Liegen die Strompreise bei 5 €C./kWh, der Gebotspreis bei 5,5 €C./kWh wie in den jüngsten Auktionen, beträgt der Zuschuss aus dem Netzzuschlagsfonds gerade mal 0,5 €C./kWh. Und wenn die CO₂-Preise ansteigen, lassen sich die Projekte allein aus dem Markterlös finanzieren, oder es fliesst Geld in den Netzzuschlagsfonds zurück.

Urs Meister verlangt, das Gesetz solle „weder eine Abnahme noch einen fixen Abnahmepreis garantieren“. Das ist aus den angezeigten Überlegungen völlig falsch. Ohne Absicherung erwachsen den einheimischen Investitionen schwer zu überwindende Standortnachteile, die es im benachbarten Ausland nicht gibt.

Europas Witterung bestimmt Schweizer Strompreise 

Der Strommarkt ist nicht irgend ein Markt. Fehlt ein einziges Promille Produktion, kommt es zum Blackout und das System als Ganzes bricht zusammen. «Corona» hat uns gelehrt,  dass das Ausland in Notlagen nicht zwingend lieferwillig oder lieferfähig sein wird. Elektrizität ist das strategische Gut par excellence – und ein Blackout führt zu prohibitiv hohem Schaden.

Immer mehr Strom kommt witterungszyklisch zu Grenzkosten von null auf den europäischen Markt, was dazu führt, dass auch bei uns die Strompreise immer öfter gegen null sinken werden, wenn die Sonne scheint oder der Wind bläst.

Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen steigt von Jahr zu Jahr. Grafik Elcom  [[15]] 

Die ElCom hat in einem kürzlich erschienenen Bericht aufgezeigt, was das genau heisst. Immer mehr Strom geht nahe dem Nullpreis oder gar zu negativen Strompreisen an den Markt. Die grössten Überschüsse mit negativen Preisen treten nicht im Sommer auf, sondern zwischen Januar und Juni, also gerade dann, wenn der Strom in der Schweiz knapp werden kann.

Diese witterungsbedingte Volatilität wird mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien noch zunehmen und die Schweiz wäre dumm, würde sie sich im Winter aus Gaskraftwerken versorgen, wenn im Ausland Windstrom zu negativen Preisen angeboten wird.

Was es aber braucht, ist die Stärkung der Inland-Produktion und ein Dispostiv gegen Blackouts, mit eigenen «Pflichtlagern» im Inland, die im Notfall die Sicherheit gewährleisten. Der billigste Weg dorthin besteht darin, die eigenen Strom-Kapazitäten im Winterhalbjahr durch einen Ausbau der Photovoltaik zu stärken und für besondere Lagen Reserven in den Speicherseen oder in Form von Biomethan vorzuhalten.