Wortlaut

Der Bundesrat wird beauftragt, einen Bericht vorzulegen über die nötigen Rahmenbedingungen für die langfristige Sicherung der Stromproduktionskapazitäten durch Massnahmen zur Verbesserung der Investitionssicherheit im teilliberalisierten Strommarkt, unabhängig von der Art der Stromerzeugung bzw. unter Berücksichtigung sämtlicher Stromerzeugungsarten. Damit sollen Wege aufgezeigt werden, wie die heutigen unterschiedlichen und befristeten Förderbestimmungen durch eine langfristige und nicht befristete generelle Regelung über alle Stromerzeugungsarten abgelöst werden können.

Begründung

Der Bau vieler bestehender Stromproduktionsanlagen (Wasserkraftwerke, Kernkraftwerke) geschah in der Zeit vor der Marktöffnung. Die Kraftwerkbetreiber konnten in dieser Zeit ihren Strom zu einem Preis verkaufen, der ihnen die Deckung der Kosten garantierte. Entsprechend sicher waren deshalb Investitionen in Kraftwerke.

Seit der Teilliberalisierung des Strommarkts gibt es diese Sicherheit nicht mehr. Nur noch Stromproduzenten von erneuerbarer Energie, die gleichzeitig als Endversorger ihren Strom direkt an die gebundenen Endverbraucher (bis 100 MWh Verbrauch pro Jahr) verkaufen, dürfen und müssen kostendeckende Preise verlangen. Diese Regel, eingeführt zum Schutz der Stromkonsumenten, ist gleichzeitig auch ein Schutz der Stromproduzenten in Tiefpreisphasen. Sollte der Strommarkt einst vollständig liberalisiert werden, fällt dieser Schutz jedoch weg.

Insgesamt bedeutet dies, dass bei den Investitionen in neue Kraftwerke jeglicher Art sowie bei den Investitionen zur Sanierung und zum Ausbau bestehender Kraftwerke eine grosse Unsicherheit bezüglich der Strompreisentwicklung im freien Markt besteht. Die Kraftwerkbauer können nicht mehr, wie vor der Marktöffnung, ihre Kosten einfach auf die Strompreise überwälzen. Insbesondere bei kapitalintensiven Kraftwerken, die auf Laufzeiten von 20, 30, 40, 50 oder mehr Jahren angelegt sind, eröffnen sich damit grosse Risiken, weil niemand garantieren kann, ob die langfristigen Marktpreise die Investitions- und Betriebskosten werden decken können. Umgekehrt kann diese Ausgangslage auch als unternehmerische Chance gesehen werden, falls die langfristigen Marktpreise hoch sind und über den Investitions- und Betriebskosten liegen.

Im Rahmen ihres Auftrags zur Sicherung der Energieversorgung gemäss Art. 8 des Energiegesetzes EnG ist es Aufgabe von Bund und Kantonen, mit geeigneten Rahmenbedingungen die Stromversorgung zu sichern und dabei mit der Energiewirtschaft zusammenzuarbeiten.

Um diesen Auftrag zu erfüllen, sind geeignete Rahmenbedingungen zur Verbesserung der Investitionssicherheit im heutigen teilweise liberalisierten Strommarkt zu prüfen. Bis 2035 wird die Investitionssicherheit durch die Fördermassnahmen gemäss Energiegesetz abgedeckt. Für die Zeit danach ist jedoch das Investitionsrisiko wie oben beschrieben hoch, weshalb dann das Förderprogramm durch Rahmenbedingungen abgelöst werden muss, welche das Investitionsrisiko begrenzen, und zwar für jegliche Art von Stromproduktion, auch für die erneuerbaren Energien, wo der Rechtsrahmen ab 2036 ebenfalls wegfällt. Vom Begriff Förderung ist jedoch wegzukommen, es muss bei allen Stromproduktionsarten in Zukunft um die Begrenzung des Investitionsrisikos gehen. Damit können einerseits die nötigen Investitionen im gesamten Stromerzeugungsbereich kontinuierlich ausgelöst und gesichert werden. Andererseits würde die neuen Rahmenbedingungen auch den Strombezügern eine grosse Sicherheit geben, einen Strompreis entrichten zu müssen, der sich hauptsächlich an den Kosten orientiert und somit dem volatilen Strommarkt viel weniger ausgesetzt wäre.

Mögliche Massnahmen (unter anderen) könnten zum Beispiel sein:

Gleitende Marktprämie mit «Contract for Difference». Bei diesem Modell, in vielen europäischen Ländern breit eingeführt und bewährt, wird der Strom nach Erstellung einer Stromerzeugungsanlage, und zwar jeglicher Art, vom Ersteller auf dem Markt verkauft. Der Staat handelt mit dem Ersteller auf Basis der Investitionskosten einen Preis pro kWh oder MWh aus, den sogenannten Gestehungskostenpreis. Ist sodann der Marktpreis tiefer als der Gestehungskostenpreis, so wird dem Ersteller (als Betreiber) der Stromerzeugungsanlage die Differenz zum vereinbarten Gestehungskostenpreis aus dem Netzzuschlagsfonds vergütet. Liegt der Marktpreis über dem Gestehungskostenpreis, so vergütet der Ersteller (als Betreiber) die Differenz dem Netzzuschlagsfonds. Dieses Modell wird heute bereits teilweise umgesetzt. Abzuklären wäre, wie eine flächendeckende Ausbreitung dieses Modells über die gesamte Stromproduktion aussehen könnte und welche Folgen dies hätte für die Versorgungssicherheit, die Strompreisentwicklung und die Beanspruchung des Netzzuschlagsfonds. Abzuschätzen wäre auch, wie hoch die Gestehungskostenpreise für jede Art von Stromerzeugung (insbesondere: Wasserkraft, Photovoltaik, Windkraft, Kernkraft) ausfallen würde, auch in Abhängigkeit der Betriebsdauer einer Stromerzeugungsanlage.

Power Purchase Agreement. Es sind aufzuzeigen, welche Rahmenbedingungen die vermehrte Errichtung von langfristigen Bezugsverträgen zwischen Strombezügern und Stromproduzenten (PPA) nötig wären und welchen Beitrag diese Verträge zur Förderung von Investitionen in Stromerzeugungsanlagen liefern könnten.

Long-Term Contracts (LTC). Es sind geeignete Rahmenbedingungen zu entwickeln, welche den Abschluss von langfristigen Bezugsverträgen zwischen Endverteiler-Organisationen und den Stromproduzenten (Long-Term Contracts LTC) ermöglichen, insbesondere auch unter dem Blickwinkel des Wettbewerbs- und Beschaffungsrecht.