{"id":119354,"date":"2012-11-01T12:00:00","date_gmt":"2012-11-01T12:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/2012\/11\/meister-2\/"},"modified":"2023-08-23T23:27:10","modified_gmt":"2023-08-23T21:27:10","slug":"meister","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/2012\/11\/meister\/","title":{"rendered":"Anliegen einer internationalen und marktlichen Energiestrategie"},"content":{"rendered":"

Enge Vernetzung des Schweizer \u2028Strommarktes mit dem Ausland<\/h2>\n


\nDass die Schweizer Stromversorgung in der Politik h\u00e4ufig als eine Art Insel wahrgenommen wird, ist im Grunde erstaunlich. Denn in kaum einem anderen europ\u00e4ischen Land spielt der internationale Stromhandel eine derart zentrale Rolle. 2011 importierte die Schweiz 83 Terawattstunden (TWh) und exportierte 81 TWh Strom (vertragliche Werte), w\u00e4hrend der Verbrauch im Inland lediglich 59 TWh betrug (siehe Grafik 1<\/i>). Die hohe Relevanz des Handels h\u00e4ngt mit unterschiedlichen Faktoren zusammen:
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\n\u2212 Erstens<\/i> ist das Schweizer Stromnetz im internationalen Vergleich besonders eng mit den Stromnetzen der Nachbarl\u00e4nder verbunden, was den Handel technisch beg\u00fcnstigt.
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\n\u2212 Zweitens<\/i> ist die Schweiz aus Gr\u00fcnden der Versorgungssicherheit auf die M\u00f6glichkeit von Importen angewiesen. Denn Importe k\u00f6nnen tempor\u00e4r ausfallende Grosskraftwerke ersetzen. Ausserdem ben\u00f6tig die Schweiz vor allem im Winter Stromimporte, wenn die Produktion von Wasserkraftwerken geringer ist. So war das Land 2011 w\u00e4hrend 7 Monaten \u2028Netto-Importeur von Strom.
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\n\u2212 Drittens<\/i> sind die Pumpspeicherkraftwerke f\u00fcr einen rentablen Betrieb auf den Austausch mit dem Ausland angewiesen. Die Relevanz dieses Aspektes d\u00fcrfte zunehmen, denn fast unbemerkt ist in der Schweiz ein eigentlicher Investitionsboom ausgebrochen. Die aktuellen Ausbauprojekte umfassen eine aggregierte Pump- bzw. Produktionsleistung von etwa 4000 Megawatt (MW). Zum Vergleich: Die aggregierte Leistung der Schweizer Kernkraftwerke bel\u00e4uft sich auf rund 3200 MW.
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\n\u2212 Viertens<\/i> ist die Schweiz ein Transitland, da Italien \u2013 trotz grunds\u00e4tzlich hinreichender eigener Produktionskapazit\u00e4ten \u2013 in grossen Mengen Strom aus dem Norden importiert. Die italienischen Strompreise liegen vor allem wegen h\u00f6herer Gaspreise \u00fcber dem Niveau von Frankreich oder Deutschland.
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\nDie wachsende Attraktivit\u00e4t des Handels in den liberalisierten Stromm\u00e4rkten ist in erster Linie durch regionale Unterschiede bei Kraftwerksstrukturen und Produktionsko­sten begr\u00fcndet. Dies gilt besonders bei den neuen erneuerbaren Energien wie Wind oder Photovoltaik, deren Ergiebigkeit ausgepr\u00e4gt von lokalen Gegebenheiten abh\u00e4ngt, aber auch bei konventionellen Kraftwerken, da sich die Gas- oder auch Kohlepreise regional unterscheiden k\u00f6nnen. Wegen des grenz\u00fcberschreitenden Handels bilden sich die Schweizer Strompreise im Grosshandel nicht isoliert. Vielmehr \u00fcbernimmt das Land die Preise seiner Nachbarn, wo die Kosten fossiler Kraftwerke \u2013 vor allem Gas \u2013 preisbestimmend sind. Das bedeutet, dass Angebot und Nachfrage im Inland nur einen marginalen Einfluss auf die Preise aus\u00fcben. Viel relevanter sind die Umst\u00e4nde in Europa. Dazu geh\u00f6ren die Konjunktur, die Preise f\u00fcr Gas und Kohle, die Struktur des Kraftwerksparks sowie die europ\u00e4ische Klimapolitik, die ihrerseits den Preis der CO2-Emissionszertifikate oder die F\u00f6rderung erneuerbarer Energien bestimmt. Die Schweiz kann sich diesen Einfl\u00fcssen nicht entziehen. Schliesslich bestimmen sie, ob sich neue Gas-, Wasser- oder auch Kernkraftwerke auf kommerzieller Basis betreiben lassen. \u00c4hnliches gilt bei der F\u00f6rderung erneuerbarer Energien: Je tiefer die Preise am Markt, desto h\u00f6her sind die n\u00f6tigen Subventionen.
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\n\"Elektrizit\u00e4tsbilanz <\/p>\n

Internationale Entwicklungen: \u2028Gas und Wind<\/h2>\n


\nAus der Optik eines kleinen, besonders eng mit dem internationalen Strommarkt verflochtenen Landes ist es daher rational, die internationalen und europ\u00e4ischen Entwicklungen im Auge zu behalten. Auf der internationalen Ebene ist besonders der Boom beim unkonventionellen Gas von Interesse. Vieles spricht daf\u00fcr, dass Gas voraussichtlich auch l\u00e4ngerfristig eine wichtigere Rolle einnehmen wird. Die wachsende Verf\u00fcgbarkeit von Gas wird sich in relativ tiefen Preisen niederschlagen. Davon kann Europa profitieren, selbst wenn die F\u00f6rderung von unkonventionellem Gas auf dem Kontinent bescheiden bleibt (siehe Kasten 1)\u00a0<\/i>In jedem Fall wird der Boom auch Auswirkungen auf die liberalisierten Stromm\u00e4rkte haben. Denn auf diesen sind es \u00fcblicherweise die konventionell-thermischen Kraftwerke, die die Preise bestimmen. In den USA, wo die Gaspreise besonders stark eingebrochen sind, verdr\u00e4ngen die g\u00fcnstigeren Gaskraftwerke vermehrt Kohlekraftwerke. So sank 2011 der Kohleverbrauch um 4,6% gegen\u00fcber dem Vorjahr, w\u00e4hrend der Verbrauch von Gas um 2,4% anstieg.[1]<\/a>\u00a0In Europa zeichnet sich diese Entwicklung noch nicht ab, da die regionalen Gaspreise vorerst noch h\u00f6her und die Preise f\u00fcr CO2-Zertifikate wegen der lahmenden Konjunktur g\u00fcnstig sind. Kohlekraftwerke bleiben daher aus betriebswirtschaftlicher Sicht vorerst relativ attraktiv.
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\nDer Verdr\u00e4ngungseffekt betrifft jedoch auch die subventionierten erneuerbaren Energien. Sinkende Strommarktpreise erh\u00f6hen die Kosten der Netto-Subventionen, die der Differenz zwischen Durchschnittskosten einer gef\u00f6rderten Technologie und dem Marktpreis entsprechen. Daneben verliert aber auch die Kernkraft an Attraktivit\u00e4t, denn sie ist in den liberalisierten Stromm\u00e4rkten aufgrund der tiefen variablen sowie der hohen fixen Kosten \u00abPreisnehmerin\u00bb. Bleiben die Gas- und Strompreise l\u00e4ngerfristig tief, sind neue Kernkraftwerke kaum rentabel. Nicht zuletzt aus diesem Grund wird in Grossbritannien ein Subventionsmodell f\u00fcr die klimafreundlichen Kernkraftwerke diskutiert (sog. Feed-in Tariff with Contract for Difference<\/i>).\u00a0[2]<\/a> <\/p>\n

Konsequenzen f\u00fcr den europ\u00e4ischen \u2028Strommarkt<\/h2>\n


\nDie Entwicklung beim unkonventionellen Gas hat Konsequenzen f\u00fcr den europ\u00e4ischen Strommarkt. Vermehrt sind es sowohl in der Spitzen- als auch in der Grundlast die Gaskraftwerke, deren Kosten am Markt preisbestimmend sind. Dies hat nicht zuletzt damit zu tun, dass im Zuge der Marktliberalisierung besonders viele Gaskraftwerke gebaut wurden \u2013 ungeachtet oder gerade wegen der \u00fcberall propagierten Energiewende. Zwischen 2000 und 2011 gingen in der EU ins­gesamt netto mehr als 220\u2009000 MW neue Kraftwerkskapazit\u00e4ten ans Netz.[3]<\/a>\u00a0Mit einer Gesamtleistung von 116\u2009000 MW dominieren die neuen Gaskraftwerke, gefolgt von 84\u2009000 MW Windkraft. Diese Kombination Gas und Wind ist kein Zufall. So haben Gaskraftwerke aus betriebswirtschaftlicher Optik f\u00fcr die Stromanbieter bedeutende Vorteile. Sie k\u00f6nnen in kurzer Zeit gebaut werden, weisen relativ geringe Bau- und damit Kapitalkosten auf, sind aufgrund ihres im Vergleich zu den Kohlekraftwerken geringeren CO2-Ausstosses gegen\u00fcber der Klimapolitik weniger exponiert. Sie lassen sich zudem flexibel und komplement\u00e4r zur stochastischen Windkraft einsetzen \u2013 etwa als Back-up-Technologie bzw. als Anbieter im Regelenergiemarkt. Die Windkraftwerke ihrerseits dominieren beim subventionierten Ausbau der erneuerbaren Energien. Weil die Kosten der Windkraft (Onshore)<\/i> heute nahe an den Marktpreisen liegen, l\u00e4sst sie sich im Verh\u00e4ltnis zu anderen Technologien \u2013 wie etwa Photovoltaik \u2013 relativ g\u00fcnstig f\u00f6rdern.
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\nDer Boom bei Wind und Gas hat aber auch Konsequenzen bei der Preisbildung am Markt. W\u00e4hrend den Perioden mit schleppender Konjunktur und geringer Stromnachfrage bestimmen h\u00e4ufig die Grenzkosten moderner Gaskraftwerke das Strompreisniveau im Grosshandel. Das heisst, es gelingt den Betreibern der Anlagen nicht, ihre Fixkosten zu decken. Ein Blick auf die Future-Preise 2013 und die grob berechneten k\u00fcnftigen Produktionskosten f\u00fcr Gas- und Kohlekraftwerke illustriert die angespannte Situa­tion in Europa (siehe Grafik 2<\/i>). Offensichtlich sind die weiteren Investitionsanreize gering. Der Effekt wird verst\u00e4rkt durch die Tatsache, dass subventionierte erneuerbare Energien wie Wind oder Photovoltaik immer h\u00e4ufiger die konventionellen Kraftwerke aus dem Markt dr\u00e4ngen, weil sie ohne Grenzkosten produzieren und mit Vorrang ins Netz eingespiesen werden. Dadurch sinken im Durschnitt die Preise sowie die Auslastung und Rentabilit\u00e4t konventioneller Kraftwerke (sog. Merit-Order-Effekt<\/i>).[4]<\/a> <\/p>\n

\"Variable<\/h2>\n

<\/p>\n

Konsequenzen f\u00fcr die Schweizer \u2028Energiepolitik<\/h2>\n


\nNicht nur die Konjunktur, sondern auch Kohle- und Gaspreise sowie die regulatorischen und politischen Entscheide in Europa bestimmen wesentlich die Strompreise \u2013 und damit die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken \u2013 in der Schweiz. Besonders exponiert sind die handelsorientierten Pumpspeicherwerke. Ihre Einsatzm\u00f6glichkeiten und Rentabilit\u00e4t werden etwa durch den europ\u00e4ischen Netzausbau beeinflusst. So k\u00f6nnen Anpassungen der Netze innerhalb der EU aufgrund von technischen Externalit\u00e4ten die Verf\u00fcgbarkeit grenz\u00fcberschreitender Netzkapazit\u00e4ten in der Schweiz positiv oder negativ ver\u00e4ndern. Daneben h\u00e4ngt die Wirtschaftlichkeit der neuen Schweizer Pumpspeicherwerke vom weiteren europ\u00e4ischen Ausbau der stochastisch produzierenden erneuerbaren Energien ab. Weil die Tag-Nacht-Preisunterschiede eher abnehmen, sind die Anlagen vermehrt auf die von Wind und Sonne verursachten kurzfristigen Preisvolatilit\u00e4ten angewiesen. Und schliesslich beeinflussen auch regulatorische Interventionen der EU das Gesch\u00e4ftsmodell der Pumpspeicherwerke. Besonders kritisch sind Bestimmungen zur D\u00e4mpfung von Preisausschl\u00e4gen. Zu solchen Regulierungen geh\u00f6ren in erster Linie eine (weitere) Begrenzungen negativer Preise im b\u00f6rslichen Handel oder die Einf\u00fchrung sogenannter Kapazit\u00e4tszahlungen. Solche Subventionen f\u00fcr die blosse Bereitstellung konventioneller Kraftwerke w\u00fcrden sich als eine Art Preisobergrenze am Markt auswirken.Ber\u00fccksichtigt man die hohe Integration der Schweiz im europ\u00e4ischen Kontext, offenbaren sich die Schw\u00e4chen der in der Politik diskutierten Energiestrategien. So w\u00e4re eine Strategie, die in erster Linie den subventionierten Ausbau neuer erneuerbarer Energien vorsieht, f\u00fcr ein kleines Land wie die Schweiz besonders teuer. Aufgrund mangelnder Standorte f\u00fcr die relativ attraktive Windkraft m\u00fcsste das Land in erster Linie auf die (noch immer) teure Photovoltaik setzen (siehe Kasten 2)<\/i>
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\nDie hohen standortspezifischen Kosten sprechen daher gegen einen forcierten Ausbau neuer erneuerbarer Energien im Inland. Sinnvoller w\u00e4re es, diesen Strom aus Regionen zu importieren, die ihn aufgrund ihrer g\u00fcnstigen Lage k\u00fcnftig bei den Marktpreisen produzieren k\u00f6nnen. Die Relevanz des europ\u00e4ischen Kontextes relativiert jedoch auch eine politische Strategie, die den Ausbau von Grosskraftwerken vorsieht. Ob diese unter den gegebenen Marktbedingungen \u00fcberhaupt gebaut w\u00fcrden, ist aus heutiger Optik ohnehin unsicher. Die angespannte Lage am europ\u00e4ischen Markt und nicht zuletzt das ung\u00fcnstige Wechselkursverh\u00e4ltnis machen Investitionen in neue Kraftwerke im Inland aus betriebswirtschaftlicher Sicht auf absehbare Zeit wenig attraktiv. Dass die \u00f6ffentlichen Versorger aufgrund der politisch gepr\u00e4gten Steuerung und ihrer faktischen Staatsgarantie dennoch investieren w\u00fcrden, ist aus Sicht der Konsumenten \u2013 und vor allem der Steuerzahler \u2013 keineswegs als Vorteil zu werten. Politisch definierte Kraftwerksstrategien drohen in jedem Fall eine teure Option zu werden. <\/p>\n

Technologieneutrale Regulierung<\/h2>\n


\nGerade weil der europ\u00e4ische Markt f\u00fcr die Schweiz derart relevant ist, sollte die Energiestrategie konsequent auf diesen ausgerichtet werden. Anstelle einer Planung eines \u00aboptimalen\u00bb Energiemixes braucht es marktliche Rahmenbedingungen. Flexible, am Markt orientierte Preise sollten sowohl den Verbrauch als auch die Produktion steuern. Das ist umso bedeutender, als mit der Liberalisierung des Marktes auch ein Prozess von Innovationen in Gang gekommen ist.[5]<\/a>Die Palette neuer Technologien ist breit, und kein Regulator oder Politiker kann eine sinnvolle Prognose dar\u00fcber machen, welche sich mittel- und l\u00e4ngerfristig durchsetzen wird. Umso sinnvoller ist es, dies dem Markt zu \u00fcberlassen. Das bedeutet nicht, dass die Politik keine Rahmenbedingungen setzen kann, doch sollten diese technologieneutral sein. Sie sollten den Preismechanismus nicht verzerren, etwa indem sie Konsumenten \u00fcber tiefe (kostenbasierte) Tarife subventionieren oder gewisse Technologien beg\u00fcnstigen oder benachteiligen.
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\nIn einer idealen Welt m\u00fcssten alle Kraftwerkstechnologien s\u00e4mtliche von ihnen verursachten Kosten tragen \u2013 auch die externen Kosten durch Umweltbelastung und Risiken. Doch im Falle der Kernkraft st\u00f6sst dieses Prinzip an Grenzen. Denn die wissenschaftlichen Sch\u00e4tzungen \u00fcber Schadensausmass und Wahrscheinlichkeiten einer Kernschmelze gehen sehr weit auseinander \u2013 die Festlegung der Versicherungsdeckung wird damit zu einem politischen Entscheid \u00fcber den Einsatz der Kernkraft. Alternativ k\u00f6nnte der Gesetzgeber \u2013 falls es dem gesellschaftlichen Konsens entspricht \u2013 Technologien mit besonderen Grossrisiken vom Markt ausschliessen. Dies w\u00fcrde neue, inh\u00e4rent sichere Kraftwerksgenerationen sinnvollerweise zulassen. Wann diese zur Verf\u00fcgung stehen und ob sie wirtschaftlich sind, ist bei der Defini­tion der Rahmenbedingungen irrelevant. \u00c4hnliches gilt bei konventionell-thermischen Kraftwerken (v.a. Gas). Ob sie in der Schweiz gebaut werden, sollte kein politischer, sondern ein betriebswirtschaftlicher Entscheid sein, der allf\u00e4llige externe Kosten der CO2-Emissionen ber\u00fccksichtigt. Sinnvollerweise wird daher eine Lenkungsabgabe mit dem Ausland koordiniert. Wendet die Schweiz einseitig besonders strikte Regeln an, werden Gaskraftwerke nur ausserhalb der Landesgrenzen gebaut \u2013 mit gleichen Emissionen, aber geringerem Beitrag zur Systemstabilit\u00e4t im Schweizer \u00dcbertragungsnetz. Umgekehrt f\u00fchren besonders grossz\u00fcgige Regelungen (z.B. keine Abgabe bzw. CO2-Kompensation) zu einer Art Subvention f\u00fcr inl\u00e4ndische Produzenten, da sich die Grosshandelspreise im internationalen Kontext bilden. Ein Anschluss an den CO2-Emissionszertifikatehandel in Europa w\u00fcrde zu einer wettbewerbsneutralen Regulierung von Gaskraftwerken f\u00fchren.
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\nDer Zertifikathandel stellt ein effektives Instrument zur Internalisierung von externen Kosten dar. Denn die CO2-Vermeidung erfolgt in jenen L\u00e4ndern und Sektoren, wo sie relativ g\u00fcnstig ist. Unter diesen Voraussetzungen ist es im Grunde nicht sinnvoll, im Rahmen einer Klimapolitik erneuerbare Technologien zus\u00e4tzlich \u00fcber die kostendeckende Einspeiseverg\u00fctung (KEV) zu subventionieren. Ohnehin ist die KEV ineffizient, da sie teure Technologien tendenziell st\u00e4rker f\u00f6rdert, weshalb technologiespezifische Subventionsgrenzen definiert werden m\u00fcssen. Sie f\u00f6rdert zudem einseitig den Ausbau im Inland, obschon bei den meisten Technologien die standortspezifischen Kosten im internationalen Vergleich sehr hoch sind. Ausserdem gibt die KEV keine sinnvollen, an den kurzfristigen Angebots- und Nachfrageverh\u00e4ltnissen ausgerichteten Produktionsanreize. Sollte die Politik dennoch an einer F\u00f6rderung festhalten, m\u00fcsste diese auf einem Quotenmodell basieren, das von den Versorgern einen minimalen Anteil erneuerbarer Energien verlangt, deren Herkunft nicht spezifiziert ist. <\/p>\n

Fazit<\/h2>\n


\nDie dargestellten Ans\u00e4tze sind nicht nur technologieneutral, sondern unterscheiden auch nicht zwischen Produktion im Inland oder Ausland. Je nach Situation im Markt und standortspezifischen Kosten sind Importe f\u00fcr ein kleines, eng in das europ\u00e4ische Netz integriertes Land vorteilhaft. Wenn aus Gr\u00fcnden der Netzstabilit\u00e4t zwingend zus\u00e4tzliche Kraftwerkskapazit\u00e4ten im Inland n\u00f6tig werden, der Markt jedoch keine ausreichenden Investitionsanreize vermittelt, dann k\u00f6nnte der Netzbetreiber (Swissgrid) in Zusammenarbeit mit der Regulierungsbeh\u00f6rde den Bedarf an bestimmten Knoten im Netz definieren und den Bau eines Kraftwerks ausschreiben respektive f\u00fcr die Bereitstellung der Kraftwerkskapazit\u00e4t eine Entsch\u00e4digung offerieren. \u00c4hnliche Modelle existieren heute im Reserve- bzw. Regelenergiemarkt. Eine sinnvolle \u00abVerfeinerung\u00bb dieses Ansatzes stellen differenzierte Netztarife f\u00fcr Kraftwerke (Anschluss- und\/oder Einspeisegeb\u00fchr) dar, welche sogenannte Netzexternalit\u00e4ten minimieren. In diesem Ansatz werden Kraftwerke je nachdem, ob deren Einbindung in das Netz aufgrund ihres Standortes oder ihres Produktionsprofils Kosten verursacht oder einen Nutzen generiert, mit einem \u2028entsprechenden Netztarif belastet oder beg\u00fcnstigt.<\/p>\n

  1. Vgl. BP (2012). [<\/span>]<\/a><\/li>
  2. Vgl. DECC (2011) [<\/span>]<\/a><\/li>
  3. Vgl. EWEA (2012). [<\/span>]<\/a><\/li>
  4. Aus diesem Grund verlangen vermehrt auch die Betreiber von Gas- und Kohlekraftwerken Subventionen. Dabei handelt es sich um sogenannte Kapazit\u00e4tszahlungen, die f\u00fcr die blosse Bereithaltung der Produktionskapazit\u00e4ten ausgerichtet werden. [<\/span>]<\/a><\/li>
  5. Neben den erneuerbaren Energien \u2013 wie Wind, Solar,Geothermie, Gezeitenkraftwerke etc. \u2013 wurden auchkonventionell-thermische Kraftwerke (Gas, Kohle) weiterentwickelt,was Wirkungsgrade, Kosten und CO2-Emissionenoptimierte. Weitere m\u00f6gliche Entwicklungen beiden fossilen Energien sind die CO2-Abscheidung und-Speicherung. Auch Speichertechnologien werden entwickelt(Grossbatterien, Power-to-Gas, Druckluftspeicherkraftwerkeetc.). Geforscht wird ebenso an Kernkraftwerkender vierten Generation, deren St\u00f6rfallrisikogeringer ist, eine Kernschmelze ausgeschlossen werdenkann und deren Brennstoffnutzung wesentlicheffizienter ist. [<\/span>]<\/a><\/li><\/ol>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

    Enge Vernetzung des Schweizer \u2028Strommarktes mit dem Ausland Dass die Schweizer Stromversorgung in der Politik h\u00e4ufig als eine Art Insel wahrgenommen wird, ist im Grunde erstaunlich. Denn in kaum einem anderen europ\u00e4ischen Land spielt der internationale Stromhandel eine derart zentrale Rolle. 2011 importierte die Schweiz 83 Terawattstunden (TWh) und exportierte 81 TWh Strom (vertragliche […]<\/p>","protected":false},"author":3104,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"om_disable_all_campaigns":false,"ep_exclude_from_search":false,"footnotes":""},"post__type":[66],"post_opinion":[],"post_serie":[],"post_content_category":[97,154],"post_content_subject":[230],"acf":{"seco_author":3104,"seco_co_author":null,"author_override":"","seco_author_post_ocupation_year":"","seco_author_post_occupation_de":"Wissenschaftlicher Projektleiter, Avenir Suisse, Z\u00fcrich","seco_author_post_occupation_fr":"Chef de projet scientifique, Avenir Suisse, Zurich","seco_co_authors_post_ocupation":null,"short_title":"","post_lead":"Die Schweizer Stromversorgung ist aufgrund der besonders hohen Bedeutung des internationalen Handels eng mit den Nachbarl\u00e4ndern vernetzt. Sowohl die Versorgungssicherheit als auch die Preisbildung am Markt h\u00e4ngen wesentlich vom europ\u00e4ischen Kontext ab. Eine sinnvolle Energiestrategie sollte daher die Zusammenh\u00e4nge des internatio\u00adnalen Marktes ber\u00fccksichtigen. Die Politik sollte gerade deshalb darauf verzichten, die Gr\u00f6sse und Struktur des inl\u00e4ndischen Kraftwerksparks zu bestimmen. N\u00f6tig w\u00e4ren vielmehr technologieneu\u00adtrale Rahmenbedingungen.","post_hero_image_description":"","post_hero_image_description_copyright_de":"","post_hero_image_description_copyright_fr":"","post_references_literature":"","post_kasten":[{"kasten_title":"Kasten 1:","kasten_box":"

    Boom beim unkonventionellen Gas<\/h3> \nNeue F\u00f6rder- bzw. Bohrtechnologien haben die Gasf\u00f6rderung revolutioniert. Bisher kaum (rentabel) nutzbare unkonventionelle Gasvorkommen \u2013 wie Coalbed Methan<\/i> (Gas aus Kohlefl\u00f6zmethan), Tight Gas<\/i> (aus Lagerst\u00e4tten mit sehr geringer Durchl\u00e4ssigkeit bzw. dichten Gesteinen) sowie Shale Gas<\/i> (Schiefergas, aus ebenfalls undurchl\u00e4ssigen Schieferformationen) \u2013 spielen \u2028eine immer wichtigere Rolle. In den USA, wo der Boom Ende der 1980er-Jahre \u2013 auch mit den vom Staat gew\u00e4hrten Steuervorteilen \u2013 begann, stammte 2011 bereits die H\u00e4lfte des gef\u00f6rderten Gases aus unkonventionellen Vorkommen. 2009 stiegen die USA zum weltweit gr\u00f6ssten Gasproduzenten auf. 2011 lag ihr Anteil an der weltweiten F\u00f6rderung bei 20%, jener Russlands bei 18,5%. Der Boom hat Konsequenzen am Gasmarkt, wo die Preise unter Druck geraten. Mit der wachsenden \u2028Produktion fallen vor allem am nordamerikanischen Markt die Preise. Nur begrenzt beeinflusst diese Entwicklung bislang die M\u00e4rkte in anderen Weltregionen, wo die Gaspreise 2011 zum Teil deutlich \u00fcber jenen in den USA lagen.aMittel- bis l\u00e4ngerfristig wird der Boom dennoch andere Kontinente erfassen. Erstens steigen mit der Preisdisparit\u00e4t die Handelsanreize. In den USA existieren bereits Projekte zum Umbau von Fl\u00fcssiggas-Terminals, die urspr\u00fcnglich f\u00fcr den Gasimport auf dem Seeweg erstellt wurden. Statt zur Regasifizierung sollen sie k\u00fcnftig f\u00fcr die Verfl\u00fcssigung und den Export dienen. Zweitens nimmt mit der steigenden inl\u00e4ndischen Produk\u00adtion der Importbedarf der USA ab, was auf dem weltweiten Markt f\u00fcr Fl\u00fcssigerdgas (Liquefied Natural Gas, LNG)<\/i> die Nachfrage reduziert und f\u00fcr \u2028einen preisd\u00e4mpfenden Effekt sorgt. Drittens existieren auch in anderen Regionen vermutlich riesige unkonventionelle Vorkommen, die sich mit den neuen Technologien rentabel nutzen lassen. Von weltweit sinkenden LNG-Preisen profitiert auch Europa, obschon dieses einen Grossteil des Gases \u00fcber Pipelines aus dem Osten importiert. Zwar sind Preise in den Vertr\u00e4gen mit russischen Lieferanten gr\u00f6sstenteils \u00fcber eine Formel an den \u00d6lpreis gekoppelt; doch nahm in den vergangenen Jahren die Ber\u00fccksichtigung des Spotmarktpreises in der Formel ein gr\u00f6sseres Gewicht ein. Sollte die Preisschere weiter auseinander\u00adgehen, wird Russland gezwungen sein, noch mehr Konzessionen gegen\u00fcber den europ\u00e4ischen Abnehmern zu machen. a Vgl. BP (2012)"},{"kasten_title":"Kasten 2:","kasten_box":"

    Potenziale und Kosten erneuerbarer Energien<\/h3> \nEine Reihe unterschiedlicher Studien sch\u00e4tzen das technische oder langfristige Ausbaupotenzial erneuerbarer Energien in der Schweiz.a Die Resultate weisen insgesamt eine hohe Korrelation auf. So zeigt sich bei der Mehrheit der Studien, dass das weitaus gr\u00f6sste Ausbaupotenzial in der Schweiz bei der Photovoltaik (PV) liegt. Ihre j\u00e4hrliche Produktionsm\u00f6glichkeit wird auf bis zu \u202820 TWh pro Jahr veranschlagt. Zum Vergleich: Schweizer Kernkraftwerke produzieren j\u00e4hrlich etwa 26 TWh Strom. Deutlich weniger optimistisch sind dagegen die Potenzialsch\u00e4tzungen bei der Windkraft: Keine der Studien geht von einem Potenzial \u00fcber 4 TWh aus. Dies h\u00e4ngt in erster \u2028Linie damit zusammen, dass in der Schweiz ausreichende (wind\u00adstarke) Standorte fehlen. In etwa \u00e4hnlicher Gr\u00f6ssenordnung sind die Potenzialsch\u00e4tzungen f\u00fcr Biomasse, leicht darunter jene f\u00fcr den Ausbau der (Klein-)Wasserkraft. Lediglich \u2028eine Studie vermutet f\u00fcr die l\u00e4ngere Frist ein besonders hohes Potenzial bei der Geothermie, was auf die hohe Unsicherheit bei dieser Technologie in der Schweiz hinweist. \n \nWill die Schweiz eine Energiewende mit inl\u00e4ndischer Produktion aus erneuerbaren Quellen schaffen, dann m\u00fcsste sie theoretisch vor allem auf den Ausbau der PV setzen. Doch trotz Lernkurven und Skaleneffekten bleibt diese im Vergleich zu den Marktpreisen oder etwa den Gestehungskosten von Windkraft relativ teuer. So veranschlagt eine neue Studie aus Deutschland die Produktionskosten der Onshore-Windenergie auf 0,06 bis 0,08 EUR\/kWh.b Dagegen werden die \u2028Gestehungskosten an Standorten in S\u00fcddeutschland (typische Einstrahlung auf eine optimal ausgerichtete PV-Anlage) bei PV-Kleinanlagen auf 0,14 bis 0,16 EUR\/kWh und bei PV-Freifl\u00e4chen\u00adanlagen auf 0,13 bis 0,14 EUR\/kWh gesch\u00e4tzt. \u2028Im Rahmen der kostendeckenden Einspeiseverg\u00fctung (KEV) wird in der Schweiz die PV heute \u2028mit etwa 0,28 bis 0,49 Franken\/kWh abgegolten. \u2028Sowohl die PV-Kostensch\u00e4tzungen des Fraunhofer-Instituts als auch die KEV-Ans\u00e4tze in der Schweiz liegen damit deutlich \u00fcber den Preisen am Markt, wo die Spitzenlast derzeit unter \u20280,10 Franken\/kWh gehandelt wird. Wann die \u2028PV-Kosten Marktniveau erreichen, bleibt ungewiss. Einerseits k\u00f6nnte g\u00fcnstiges Gas auch \u2028l\u00e4ngerfristig f\u00fcr tiefe Strommarktpreise sorgen. \u2028Anderseits deutet einiges darauf hin, dass die \u2028Dynamik weiterer Kostensenkungen abflacht. Denn im Moment bieten einige PV-Anbieter ihre Anlagen zu k\u00fcnstlich tiefen Preisen \u2013 etwa zu Grenzkosten \u2013 am Markt an, um die Produk\u00adtionskapazit\u00e4ten auszulasten. \n \na Vgl. PSI (2005), SATW (2006), Piot (2007), Energie-Trialog (2009), Andersson et al. (2011), BFE (2012b). \n \nb Fraunhofer ISE (2012)."},{"kasten_title":"Kasten 3:","kasten_box":"

    Literatur<\/h3> \n\u2212 Andersson, G\u00f6ran, Boulouchos, Konstantinos und Lucas Bretschger (2011): Energiezukunft Schweiz. Eidgen\u00f6ssisch Technische Hochschule Z\u00fcrich. \n \n\u2212 BFE, Bundesamt f\u00fcr Energie (2012): Schweizerische Elektrizit\u00e4tsstatistik 2011, Bern. \n \n\u2212 BFE, Bundesamt f\u00fcr Energie (2012b): Das Potenzial der erneuerbaren Energien bei der Elektrizit\u00e4tsproduktion, Bern. \n \n\u2212 BP (2012): Statistical Review of World \u2028Energy, June 2012, London. \n \n\u2212 DECC (2011): Department of Energy \u2028and Climate Change (2011): Planning Our Electric Future: A White Paper for Secure, Afford\u00adable and Low\u2011Carbon Electricity, \u2028London. \n \n\u2212 Energie Trialog Schweiz (2009): Energie-Strategie 2050 \u2013 Impulse f\u00fcr die schweizerische Energiepolitik. \n \n\u2212 EWEA, The European Wind Energy Associa\u00adtion (2012): Wind in Power \u2013 2011 European Statistics. Brussels. \n \n\u2212 Fraunhofer ISE (2012): Studie Strom\u00adgestehungskosten erneuerbare Energien. Freiburg, Version Mai 2012. \n \n\u2212 Piot, Michel (2007): Potenziale erneuerbarer Energien zur Gewinnung von Strom in der Schweiz, Master of Advanced Studies in Energy \/EPFL. Lausanne. \n \n\u2212 PSI, Paul Scherrer-Institut (2005b): CO \n \n2 \n \n-freie Stromperspektiven f\u00fcr die Schweiz; in: Energie-Spiegel Nr. 14. \n \n\u2212 SATW, Schweizerische Akademie der Technischen Wissenschaften (2006): Road Map \u2028Erneuerbare Energien Schweiz, Z\u00fcrich."}],"post_notes_for_print":"","first_teaser_header_de":"","first_teaser_header_fr":"","first_teaser_text_de":"","first_teaser_text_fr":"","second_teaser_header_de":"","second_teaser_header_fr":"","second_teaser_text_de":"","second_teaser_text_fr":"","kseason_de":"","kseason_fr":"","post_in_pdf":119357,"main_focus":null,"serie_email":null,"frontpage_slider_bild":"","artikel_bild-slider":null,"legacy_id":"7403","post_abstract":"","magazine_issue":"20121101","seco_author_reccomended_post":null,"redaktoren":null,"korrektor":null,"planned_publication_date":null,"original_files":null,"external_release_for_author":"19700101","external_release_for_author_time":"00:00:00","link_for_external_authors":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/exedit\/54f418b24f11b"},"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/119354"}],"collection":[{"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/users\/3104"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=119354"}],"version-history":[{"count":1,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/119354\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":127337,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/119354\/revisions\/127337"}],"acf:user":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/users\/3104"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=119354"}],"wp:term":[{"taxonomy":"post__type","embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/post__type?post=119354"},{"taxonomy":"post_opinion","embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/post_opinion?post=119354"},{"taxonomy":"post_serie","embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/post_serie?post=119354"},{"taxonomy":"post_content_category","embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/post_content_category?post=119354"},{"taxonomy":"post_content_subject","embeddable":true,"href":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/wp-json\/wp\/v2\/post_content_subject?post=119354"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}