Energiestrategie nach Fukushima

1. Energiestrategie nach Fukushima Die Schweiz im europäischen Strommarkt Dr. Urs Meister Lilienberg Unternehmerforum, Ermatingen, 30.10.2012

2. Agenda • Die Schweiz als Teil des europäischen Strommarktes • Entwicklungen in Europa • Beurteilung der Energiestrategie 2050

4. Vernetzt im europäischen Markt • Die Schweiz ist keine Strominsel… • Importbedarf: Bereits heute kann die Schweizer Stromproduktion v.a. im Winter den inländischen Verbrauch nicht decken • Grosskraftwerke garantieren keine Autarkie: Ausfall / Wartungsarbeiten, z.B. Leibstadt 2005 • …und profitiert wirtschaftlich davon • Handelbarkeit des Stroms: keine Zölle • Schweiz als Transitland: ca. 130% des inländischen Verbrauchs* • StromveredelunginPumpspeicherwerken als Geschäft *Definiert als min (Export, Import); 2011: Importe = 83 TWh, Exporte = 81 TWh , Landesverbrauch = 63 TWh

5. Quelle: Avenir Suisse auf Basis BFE 2012

6. Konsequenzen der Vernetzung mit Europa • Interdependenz mit europäischer Versorgungssicherheit • Möglichkeit des internationalen Stromaustauschs als zentrales Instrument der Versorgungssicherheit • Systemstörungen in Nachbarländern übertragen sich auf Schweiz • Schweiz übernimmt Marktpreis von Nachbarländern • Marktpreis durch (ausländische) fossile Kraftwerke bestimmt…

7. Preise für Grundlast im börslichen Handel (EUR / MWh) Quelle: Avenir Suisse auf Basis EEX, GME Italien Schweiz Deutschland / Österreich Frankreich

8. Preisentwicklung am Terminmarkt der EEX: PhelixBaseload Year Futures (Cal-13 /Cal-14) am 2012/10/16| Quelle: EEX Abschaltung Deutscher KKW nach Fukushima (rund 8.5 GW)

9. Angespannter Markt für die Energieversorger: Aktienkurse seit Anfang 2008 von Alpiq und BKW versus SMI Quelle: Avenir Suisse auf Basis SWX

10. Einfluss des BR-Entscheids zum Atomausstieg?Aktienkurse vom 24 bis 26 Mai 2011 Quelle: Avenir Suisse auf Basis SWX

11. Agenda • Die Schweiz als Teil des europäischen Strommarktes • Entwicklungen in Europa • Beurteilung der Energiestrategie 2050

12. CH Kraftwerkspark ca. 18 GW

13. Wieso Gas und Wind…? • Effekt der Klimapolitik • Förderung neuer erneuerbarer Energien durch Einspeisevergütung • Wind (Onshore) als relativ günstige Technologie, die wenig Subventionen pro MWh benötigt • Gaskraftwerke mit geringerem CO2-Ausstoss als Kohlekraftwerke • Effekt der Liberalisierung • Gaskraftwerke mit relativ kurzer Bauzeit, geringem Kapitalbedarf und • flexiblen Einsatzmöglichkeiten (Regelenergie, Back-up-Technologie)

14. Förderung erneuerbare Energien • Ineffiziente Einspeisevergütung (KEV, EEG, etc.) • Ineffiziente Technologiepolitik: Förderung spezifischer, von Politik gewählter Technologien • Fehlende Preissignale für effiziente Produktion und optimale Einbindung in Netzinfrastruktur • Abnehmende Dynamik und neuer Fokus • Angespannte Staatsfinanzen in Europa • Sinnvoll wäre Fokus auf günstigere Technologien, z.B. Wind Onshore

15. Kosten erneuerbare Energien Preis Spitzenlast EEX DE 2011 : 61 EUR / MWh

16. Deutschland: Wachsender Beitrag der subventionierten erneuerbaren Energien (in GWh) – viel Photovoltaik Quelle: Institut der Deutschen Wirtschaft Köln 2012 / Avenir Suisse

17. Deutschland: Wachsender Beitrag der subventionierten erneuerbaren Energien (in GWh) – viel Photovoltaik Quelle: Institut der Deutschen Wirtschaft Köln 2012 / Avenir Suisse Produktion KKW CH 2011

18. Konventionelle Kraftwerke • Angespannter europäischer Strommarkt • Anhaltende konventionelle Kraftwerksüberkapazitäten • Tiefe (Foreward-) Preise im Stromgrosshandel • Sind (neue) Gaskraftwerke rentabel? • Wachsende Verfügbarkeit von unkonventionellem Gas • Kosten moderner Gaskraftwerke bestimmen die Preise am Markt • Subventionierte Kraftwerke verdrängen konventionelle Kraftwerke

19. Längerfristige Entwicklungen am Gasmarkt: Relevanz unkonventioneller Ressourcen (bisher v.a. USA) Quelle: Avenir Suisse auf Basis BP 2012

20. Variable Kosten unterschiedlicher fossiler Kraftwerke und Marktpreise für Grundlast im Jahr 2013* (EUR / MWh) Quellen: Avenir Suisse, CS Equity Research, EEX *Vereinfachte Schätzung durch Avenir Suisse auf Basis eines generischen Kraftwerkskostenmodells sowie auf Basis von Forewardpreisen an der EEX per 24.10.2012

22. Braucht es Subventionen für Grosskraftwerke? • Abgeltung für Bereithaltung konventioneller Kraftwerke • Vermeintlich fehlende Investitionsanreize v.a. bei Spitzenlast • Verschiedene Designs: Capacity payment / markets, reliability options • Kosten werden z.B. via Netztarife überwälzt • Neue Verzerrungen durch einen Kapazitätsmarkt • Im Moment eher Kraftwerks-Überkapazitäten im europäischen Markt • Faktische Preisregulierung: Reduzieren von Preisvolatilität / -spitzen • Geringere Anreize für flexibleren Konsum, neue Pumpspeicherwerke

23. Agenda • Die Schweiz als Teil des europäischen Strommarktes • Entwicklungen in Europa • Beurteilung der Energiestrategie 2050

24. Berechnung der Kosten des Atomausstiegs • Opportunitätskosten • Mehrkosten einer Alternativstrategie bei Verbrauchern (Konsumentenrente) und Produzenten (Produzentenrente)… • …gegenüber der Referenzstrategie «Bau neuer Kernkraftwerke» • Hohe Unsicherheiten • Vergleich zwischen einer marktbasierten Strategie und einer Interventionsstrategie  Künftiges Marktpreisniveau? • Schwierige Berücksichtigung der Veränderung von externen Kosten, internationaler Konkurrenzfähigkeit, technologischer Fortschritt…

25. Bundesrätliche Strategie zum Atomausstieg (2012) Gas Neue Erneuerbare New renewable Neue Wasserkraft

26. Bundesrätliche Strategie zum Atomausstieg (2012) Energieeffizienz / Stromsparen / Importe Gas Neue Erneuerbare New renewable Neue Wasserkraft

27. Übersicht über die Teilstrategien des Bundesrats Ausbau erneuerbare Energien Stromverbrauchsreduktion Politisch-administrative Intervention Gaskraftwerke Stromimporte Notwendigkeit von Subventionen

28. Übersicht über die Teilstrategien des Bundesrats Ausbau erneuerbare Energien Stromverbrauchsreduktion Politisch-administrative Intervention Kosten der Strategien über die Höhe von Subventionen bzw. die Eingriffstiefe bestimmt Gaskraftwerke Stromimporte Notwendigkeit von Subventionen

29. StromverbrauchsreduktionZielsetzungen und Massnahmen des Bundesrates • Einschneidende Einsparziele • Reduktion mittlerer jährlicher Energieverbrauch pro Person um 35% • Stromverbrauch soll ab 2020 stabilisiert werden • Breites Massnahmenpaket • Fossile Energien: Diverse Standards / Normen, v.a. im Bereich Gebäude • Strom: Versorger senken Verbrauch der Kunden (Weisse Zertifikate)

30. StromverbrauchsreduktionBeurteilung (I) • Schwächen der langfristigen Optik • Sehr ambitiöses Ziel, v.a. bei wachsender Bevölkerung • Unsicherheiten über Kosten und Nutzen: Beitrag technischer Fortschritt, (relative) Marktpreise, Umverteilungs- & Mitnahmeeffekte • Neue Produktionstechnologien könnten Einsparungen obsolet machen • Einfache Verbrauchsreduktion als falsches Ziel • Stochastische Produktion verlangt eher Flexibilität des Verbrauchs • Lastverschiebung statt Einsparungen (z.B. Smart Grid) • Heute: Regulierung auf Basis von Gestehungskosten…

31. Energietarife und EEX Marktpreise in der Schweiz (2011) – Haushalt Kat. H5 Quellen: ElCom, EEX, Avenir Suisse

32. Stromverbrauchsreduktion Beurteilung (II) • Mangelnde Effizienz Weisser Zertifikate • Mehrkosten von Effizienzmassnahmen als Zuschlag auf Energietarif • Fehlender Wettbewerb macht Regulierung des Zuschlags nötig • Schwierige Feststellung der Additionalität von Massnahmen – v.a. im sehr heterogenen schweizerischen Kontext • Kontrolle exogener Einflüsse (Wetters, Abwanderung der Bevölkerung oder energieintensiver Unternehmen, allg. technischer Fortschritt) • Einfluss unterschiedlicher Marktpreise • Einfluss unterschiedlicher kantonaler Effizienzförderprogramme

33. Ausbau erneuerbare EnergienMassnahmen des Bundesrates • Ausbau von Förderung und Produktion • Aufstockung der KEV von heute 210 Mio. CHF (0,35 Rp./kWh) auf 840 Mio. CHF im Jahr 2040 (1,4 Rp./kWh)* • (Kleine) Strukturelle Anpassungen bei der KEV • Aufhebung Kostendeckel, ausser bei PV** • Einführung von Auktionen zur Ermittlung der KEV • Investitionshilfen statt KEV bei PV-Kleinanlagen • Eigenverbrauchsregelung: Einsparung Strombezugskosten statt KEV • *Bis 2035 ca. 12 TWh Strom aus neuen erneuerbaren Energien und 37 TWh aus Wasserkraft (mittleres Prod. Pot. 2012: 35.4 TWh). Zusätzlich 0,4 Rp./kWh für wettbew. Ausschreibungen zur Förderung Effizienz bei Industrie sowie 0,1 Rp./kWh für den Schutz und die Nutzung der Gewässer. ** Richtwert von 0.6 TWh für 2020

34. KKW Schweiz 2011: ca. 26 TWH Quellen: PSI 2005, SATW 2006, Piot 2007, Energietrialog 2009, ETH 2011, BFE 2012

35. Ausbau erneuerbare EnergienBeurteilung • Ineffiziente Einspeisevergütung • Teure Kostenorientierung: Förderung ineffizienter Technologien, mangelnde Differenzierung, zu träge Tarifanpassungen, • Teurer Inlandfokus: Erneuerbare im Ausland effizienter (z.B. Wind) • Fehlende Preissignale für effiziente Produktion und optimale Einbindung in Netzinfrastruktur (Netzexternalitäten) • Versteckte Subventionen: Eigenverbrauchsregelung (Netz & Steuern) • Geringer Beitrag zur Systemstabilität: V.a. PV mit Spitzenlastprofil; zudem Korrelation mit Überschüssen in Deutschland

36. Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland: Immer weniger für die zusätzlichen Ausgaben

37. Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland: Immer weniger für die zusätzlichen Ausgaben Privilegierter Letztverbrauch 2011: 85 TWh Anteil Solar 2011 am geförderten Strom: 21% Privilegierter Letztverbrauch 2004(Entlastung strominten-siver Unternehmen): 37 TWh Sinkende Börsenpreise 2008-2012 Anteil Solar 2004am geförderten Strom : 1,5%

38. Übersicht über die Teilstrategien des Bundesrats Ausbau erneuerbare Energien Stromverbrauchsreduktion Politisch-administrative Intervention Gaskraftwerke Markt bestimmt über deren Einsatz & Wirtschaftlichkeit Stromimporte Notwendigkeit von Subventionen

39. Stromimporte • Auswirkungen auf Preise • AuslandinvestitionenoderEinkauf am Markt (z.B. EEX) • Ganzjähriger Anstieg der Preise auf das italienische Niveau, doch • Längerfristig Preiskonvergenz zwischen Norden und Süden möglich • Ausbau Übertragungsnetze, allerdings auch im Zusammenhang mit Pumpspeicherwerken nötig • Auswirkungen auf Versorgungssicherheit • Versorgungssicherheit ≠ Energieautarkie • Systemstabilität: Fehlen inländischer Produktion als Nachteil  Minimale inländische Produktion notwendig

40. Gaskraftwerke • Auswirkungen auf Preise • Preiseffektähnlich wie bei Importstrategie • Mangelnde Rentabilität in Grundlast – auch mit europäischer CO2-Zertifikaten • Notwendigkeit eines Kapazitätsmarktes? • Versorgungssicherheit • Abhängigkeit von Gasimporten • Keine strategischen Lager, Importe v.a. über eine Pipeline • Notwendigkeit eines Energieabkommens mit EU * Vom «energy-only market» zu capacity payment, forward capacity markets, reliability options etc.

41. Fazit (I) • Benefits von (staatlich geförderter) EEE mit Fragezeichen • Industriepolitik: Gefahr der Förderung der «falschen» Technologie • Mitnahmeeffekte: Effekt von Marktpreisen geht oft vergessen • Umverteilungseffekte: Lenkungsabgaben, KEV-Befreiung • Minimierung der Kosten des Atomausstiegs • Abhängig von der gewählten «Alternativstrategie» und Marktpreisen • Minimierung der Kosten durch • Keine spezifischen Technologievorgaben / -subventionen • Europäischem Fokus statt Autarkie-Ziele (z.B. CO2-Zertifikate, Stromimporte) • Marktpreise statt regulierte Tarife • «Eile-mit-Weile-Strategie»: Neue technische Optionen, Minimierung Netzkosten

42. Fazit (II) • Der Schweizer Strommarkt braucht Reformen • Technologieneutrale Kraftwerksregulierung: Rahmenbedingungen statt politische Kraftwerkspläne • Vollständige Marktöffnung: Marktpreise statt regulierte Tarife • Konsequente Entflechtung des Übertragungsnetzes • Privatisierung von Produzenten: Risikominimierung für Kantone • Konsequentere Integration in den europäischen Strommarkt • Strom- / Energieabkommen • CO2-Zertifikatehandel • Market Coupling / Entfall der Langfristverträge • Integration / Koordination Regelenergiemärkte

43. Besten Dank für Ihre Aufmerksamkeit urs.meister@avenir-suisse.ch

44. Back up Slides

45. Die Schweiz als «Batterie» Europas? (I) • Bedeutende Pumpspeicher-Projekte in der Schweiz • Nant de Drance VS: 900 MW, mit SBB, FMV • Veytaux VD: 480 MW (+240 MW), mit Romande Energie, Groupe E • Linthal GL: 1460 MW (+1000 MW) • Grimsel 3 BE: 600 MW • Lagobianco GR: 1000 MW Verzasca SA • Verzasca 2 TI: 300 MW

46. Die Schweiz als «Batterie» Europas? (II) • Relativierung der Grössenordnungen • Ausbauprojekte in der Schweiz von rund 4000 MW versus • 94‘000 MW installierte Windkraft in der EU Ende 2011* • Geschäftsmodell mit steigenden Risiken • Wachsende stochastische Produktion (Wind, PV) als Chance & Risiko • Regulierungsrisiken durch Begrenzung negativer Preise, Einführung von Kapazitätsmärkten • Konkurrenz durch alternative Technologien: Alternative Speicher (z.B. Durckluftspeicher), Flexibilisierung des Verbrauchs (Smart-Grid) • Abnehmender Peak-Offpeak-Spread: Einfluss PV, Gaskraftwerke für Grund- und Spitzenlast *Ungefähre Regel: 1‘000 MW Pumpspeicherleistung zur Integration von 4 - 5‘000 MW stochastischer Energie

47. Quelle: Avenir Suisse auf Basis EEX, GME Deutschland / Österreich Schweiz