Perspektiven der Grosswasserkraft in der Schweiz

Perspektiven der Grosswasserkraft in der Schweiz:pWirtschaftlichkeit und mögliche Instrumente der FörderungDaniel Büchel und Natalie Beck Torres, Bundesamt für Energie

Mediengespräch, 12. Dezember 2013

Agenda

1 A l Zi l d St di1. Ausgangslage, Ziele der StudieDaniel Büchel, Vizedirektor Bundesamt für Energie

2. Methodik und ResultateNatalie Beck Torres, Leiterin Sektion Wasserkraft Bundesamt für Energie

3. Grobanalyse möglicher FördermodelleDaniel Büchel, Vizedirektor Bundesamt für Energie

4. Schlussfolgerungen und AusblickDaniel Büchel, Vizedirektor Bundesamt für Energie

2Mediengespräch, 12. Dezember 2013

Aktuelles europäisches Marktumfeld:Hohe Unsicherheiten bei Investitionen in Kraftwerke

• Tiefere Energienachfrage aufgrund Wirtschafts-/EurokriseTiefere Energienachfrage aufgrund Wirtschafts /Eurokrise

• Alte Kohlekraftwerke bestimmen den Strompreis:– Tiefe Gaspreise in den USA aufgrund der Förderung von

Schiefergas– Schiefergas USA verdrängt US-Kohle (tiefe Kohlepreise) –

US-Kohle verdrängt EU-GasUS o e e d ä gt U Gas– CO2-Preis sehr tief aufgrund einem Überangebot an EU-ETS-

Zertifikaten Alte Kohlekraftwerke produzieren am günstigsten und Alte Kohlekraftwerke produzieren am günstigsten und

verdrängen konventionelle (Gross-)Kraftwerke aus dem Markt

• Subventionierte erneuerbare Energien verdrängen fkonventionelle Kraftwerke und nicht-subventionierte EE aus

dem Markt (Merit Order-Effekt)

• Überkapazitäten belasten Geschäftsmodell Pumpspeicherung


p p p g

Entwicklung der Kohle-, Gas- und CO2-Preise

30

35

20

25

€/t

15€/MWh, € Hard Coal Europe [€/MWh]

CO2 EUA [EUR/t]

EGIX European Gas Index in €/MWh

5

10

001.2008 01.2009 01.2010 01.2011 01.2012 01.2013


Ein Blick in die Schweiz: Erzeugungsanteile und Verbrauch 2012


Energiestrategie 2050: Zusammensetzung des Stromangebots

TWh

90

100

110

60

70

80

40

50

60

10

20

30

bestehende Wasserkraftwerke neue Wasserkraftwerke bestehende Kernkraftwerkebestehende fossile KW bestehende Bezugsrechte bestehende Erneuerbare*neue fossile WKK neue Erneuerbare* neue Kombikraftwerke

(c) Prognos 2012

Elektrizitätsangebot Szenario Politische Massnahmen Variante C&E

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

neue Kernkraftwerke neue Importe Bruttonachfrage

Hydrologisches Jahr*) gekoppelt und ungekoppelt


Elektrizitätsangebot Szenario Politische Massnahmen, Variante C&E

Wasserkraftpotenzial der Schweiz

Abschätzung des Ausbaupotenzials der Wasserkraftnutzung im Rahmen der Energiestrategie 2050 (Juni 2012)

Heutige Nutzungsbedingungen

Optimierte Nutzungsbedingungen

Neubauten

Nutzungsbedingungen

770 GWh/a

Nutzungsbedingungen

1430 GWh/a

Kleinwasserkraft

A s nd Umba ten

1290 GWh/a

870 GWh/a

1600 GWh/a

1530 GWh/aAus- und Umbauten,Erweiterungen Gross-WK

A i k GS hG-1400 GWh/a -1400 GWh/a

Auswirkungen GSchG

Total Wasserkraftpotenzial 1530 GWh/a 3160 GWh/a


Ziele der Studie

Grundlagen über das nicht realisierte Ausbaupotenzial der• Grundlagen über das nicht realisierte Ausbaupotenzial der Wasserkraft im aktuellen Marktumfeld– Verworfene resp. zurückgestellte Ausbau- und Neubauprojekte

f f faufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit– Bereich Grosswasserkraft (> 10MW)

• Explizit nicht Ziel der Studie war es, konkrete Empfehlungen zu Fördermassnahmen zu machen. Die Studie beinhaltet lediglich eine Grobanalyse einer Palette von Förderinstrumenten.


Methodik und Vorgehen

1) Datenerhebung bei Energieunternehmen1) Datenerhebung bei EnergieunternehmenAcht Energieunternehmen, die 80% der Produktion aus Schweizer Grosswasserkraft sicherstellen, haben auf vertraulicher Basis Daten zu Kraftwerksprojekten1 zur Verfügung gestelltKraftwerksprojekten zur Verfügung gestellt.

2) Bewertung der Wirtschaftlichkeit der Projekte durch das BFEDas Bewertungsmodell (DCF) und die Annahmen, insb. die erwartete zukünftige Preisentwicklung und der WACC2, wurden vom BFE vorgegeben.Alle Projekte wurden anschliessend mit diesem einheitlichen Modell und gleichen Annahmen bewertet.Durch dieses Vorgehen kann die Vergleichbarkeit der Projekte g g jsichergestellt werden.

1) In folgenden Planungsphasen: strategische Planung, Vorstudien und Projektierung 2) Weighted Average Cost of Capital (kalkulatorischer Zinssatz)


2) Weighted Average Cost of Capital (kalkulatorischer Zinssatz)

Die wichtigsten Annahmen in Kürze

• BewertungsmodellBewertungsmodellFür die Bewertung wurde ein Standard Discounted Cash Flow (DCF) Modell verwendet.

A h kü fti E t i kl• Annahmen zur zukünftigen EntwicklungDas Nachfrage- und Stromangebotsszenario wurde aus den „Energieperspektiven 2050“ übernommen.

• Annahmen zur StrompreisentwicklungDie Strompreisentwicklungen wurden auf Basis der Annahmen zur zukünftigen Marktentwicklung mit einem Fundamentalmodell modelliert. Sensitivitäten und zwei Zusatzszenarien wurden ebenfalls berechnet.

• WACC (kalkulatorischer Zinssatz)WACC (kalkulatorischer Zinssatz)Für die Bewertung wurde ein WACC von 4.63%3 verwendet.

10Mediengespräch, 12. Dezember 2013 3) real

Modellierte Strompreisentwicklung

• Erwartete Strompreisentwicklung mit einer Erholung der Strompreise

1.50140

p g g pauf 9 – 11 Rp./kWh ab 20204

1.35

1.40

1.45

100

120

1 20

1.25

1.30

60

80

Wechselkurs

€, CHF/MWh

1.10

1.15

1.20

20

40

W€

Referenzszenario Base in CHF/MWh

Referenzszenario Base in €/MWh

1.00

1.05

0

20

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

2041

2042

2043

2044

2045

2046

2047

2048

2049

2050

Referenzszenario Base in €/MWh

FX : CHF/€

11Mediengespräch, 12. Dezember 2013 4) im Referenzszenario

25 Grosswasserkraftprojekte wurden untersucht

Projekte mit Produktionserhöhung 22j g

Projekte mit Leistungserhöhung 19

Projekte mit Produktions- und Leistungserhöhung

18

31

2

1

5

2

Leistungserhöhung

Produktionserhöhung total 2‘617 GWh/a

- Neubau 2‘155 GWh/a

1

10

- Ausbau 462 GWh/a

Leistungserhöhung total 851 MWErschliessungneuer Zuflüsse

- Neubau 552 MW

- Ausbau 300 MW

Investitionssumme total 5‘942 Mio CHF

Erschliessung neuer Zuflüsse

Flussaustiefungen und Höherstau

Staumauererhöhung

Ausrüstungsersatz/Optimierung TriebwasserwegInvestitionssumme total 5 942 Mio CHF

- Neubau 4‘508 Mio CHF

- Ausbau 1‘434 Mio CHF

gErschliessung Gletschersee

Nutzung zusätzlicher Stufe

Erschliessung zusätzliches Gefälle

Andere


Spezifische Investitionskosten

16000

12000

14000

16000

HF/kW

]

6000

8000

10000

skosten [C

2000

4000

6000

nvestition

s

00 20 40 60 80 100 120 140 160

In

zusätzliche Leistung [MW]zusätzliche Leistung [MW]

Neu‐ und Ausbauprojekte Projekte im Bau oder im Betrieb


Durchschnittliche gewichtete Gestehungskosten deutlich über den Grosshandelsmarktpreisen

• Die Gestehungskosten von durchschnittlich 14 Rp /kWh sind mehr• Die Gestehungskosten von durchschnittlich 14 Rp./kWh sind mehr als doppelt so hoch als die Gestehungskosten bestehender Gross-wasserkraftanlagen und deutlich über den Grosshandelspreisen von rund 5 Rp /kWhrund 5 Rp./kWh

• Neben den Kapitalkosten (5.4 Rp./kWh) und Kosten für Amortisation (4.5 Rp./kWh) fallen als Teil der Gestehungskosten die Wasserzinsen

it 1 4 R /kWh i G i htmit 1.4 Rp./kWh ins Gewicht.

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0

2.0 1.4 0.5 4.5 2.1 3.3 0.3 14.1Alle Projekte mit Produktionserhöhung

B&I Wasserzins Weitere Kosten Abschreibungen FK Kosten EK Kosten Steuern


95% der untersuchten Projekte sind unter den getroffenen Annahmen nicht wirtschaftlich

• 24 der 25 untersuchten Projekte sind im vom BFE erwarteten jPreisentwicklungsszenario nicht wirtschaftlich (NPV<0).

• Das Resultat verbessert sich auch mit angepassten Annahmen (Wechselkurse Strompreise) nicht wesentlich

100

200

(Wechselkurse, Strompreise) nicht wesentlich.

‐100

00 50 100 150 200 250 300 350 400 450

[Mio. C

HF]

‐300

‐200

NPV

‐400Zusätzliche Jahresproduktion [GWh]

NPV NPV S/S


NPV = Net Present Value (Nettobarwert)

Eine angemessen Verzinsung des Kapitals potentieller Investoren ist nicht gegeben

• Die erwartete Rendite liegt mit durchschnittlich 3 Prozentpunkten (+/- 1 Prozentpunkt) unter dem angenommenen WACC von 4.63%.

• Damit ist eine angemessene Verzinsung des Kapitals potentieller Investoren nicht gegeben.

4

6

8

g g

WACC 4.63%

0

2

4

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450IRR (%

)

‐6

‐4

‐20 50 100 150 200 250 300 350 400 450

‐8Zusätzliche Jahresproduktion (GWh)

IRR Linear (WACC)


IRR = Internal Rate of Return (Nettobarwert)

Förderinstrumente

KEV Investitionsbeitrag/ K ität hl

Wettbe-bli h

Vergü-t

Quoten Bun-dKapazitätszahlung werbliche

Ausschrei-bungen 1)

tungs-und Abnah-megaran-tie

des-dar-lehen

Refe-renz-anlage

Auktion Direktver-marktungmit gleitender

Einzel-fallbet-rachtung

Refe-renzan-lage

Auktion

Prämie

Kosteneffizienz - 0 0 0 0 + + 0 + 0Effektivität + 0 + + + 0 - - +/- +Vermeidung von Mitnahmeeffekten

0 + 0 0 - 0 + +/- + -/+Mitnahmeeffekten

Geringer administrativer Aufwand

0 - 0 0 + 0 0 + 0/- 0

Investitionssicherheit + + + 0 0 0 0Investitionssicherheit + + + 0 0 0 - - - 0

Anreiz zu steuerbarer Produktion

- - + + + + + -/+ + +

Politische Umsetzbarkeit und Kompatibilität mit heutigem System

0 0 0 0 0 0 + 0 - 0


Schlussfolgerungen

• 95 % der Projekte sind zum heutigen Zeitpunkt nicht j gwirtschaftlich, d.h. eine angemessene Verzinsung des Kapitals potentieller Investoren ist nicht gegeben.

• Die durchschnittlich gewichteten Gestehungskosten liegen bei 14.1 Rp./kWh und damit deutlich über den heutigen Grosshandelsmarktpreisen der Schweiz (5 Rp./kWh).

• Unter den aktuellen Markt- und Rahmenbedingungen wird mit Investitionen in Wasserkraft zugewartet werden.

• Prioritär ist deshalb darauf hinzuwirken, dass die in Europa zu beobachtenden Marktverzerrungen korrigiert werden können.

• Von den untersuchten Förderinstrumenten zeichnet sich keines durch eine besondere Eignung für die Grosswasserkraft aus.


Ausblick

Energiestrategie 2050Energiestrategie 2050Erste Phase Zweite Phase

(ab 2021)Aktionsplank di i t

Erstes Mass- Übergang vom Fö d

koordinierteEnergieforschung

Energie-perspektiven nahmenpaket Förder- zum

Lenkungssystem

StrategieStromnet e

perspektiven 2050

parlament.Initiative Stromnetze12.400

Verhandlungen mit der EUzum Stromabkommen

RevisionStromVG

ZweiterMarktöffnungs-

schritt

bereits beschlossen


bereits beschlossen

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