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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
3Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
4Mediengespräch, 12. Dezember 2013
Ein Blick in die Schweiz: Erzeugungsanteile und Verbrauch 2012
5Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
6Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
7Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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.
8Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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)
9Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
12Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
13Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
14Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
15Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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)
16Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
17Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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.
18Mediengespräch, 12. Dezember 2013
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
19Mediengespräch, 12. Dezember 2013
bereits beschlossen
Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
20Mediengespräch, 12. Dezember 2013