Nutzung des Marktprämienmodells 2012

Das Marktprämienmodell erfreute sich im Jahr 2012 grosser Beliebtheit bei Produzenten von erneuerbaren Energien. Bereits im Januar 2012, dem ersten möglichen Nutzungsmonat des Förderungsmodells, nutzten Anlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 19 460  MW das Marktprämienmodell [1]. Bis zum Dezember 2012 ist die Nutzung kontinuierlich auf 28 540  MW angestiegen; dies entspricht einer Kapazität von ca. 41 % aller Anlagen in Deutschland, die das EEG nutzen [2]. Ca. 1 % nutzen sonstige Formen der Direktvermarktung; dies sind insbesondere Anlagen im Besitz von Elektrizitätsunternehmen, die durch eine Direktvermarktung die EEG-Umlage verringern und so ihren Kunden günstigeren Strom anbieten können. Die übrigen 58 % der Anlagen nutzen weiterhin die fixe EEG-Einspeisevergütung.

Die Inanspruchnahme des Marktprämienmodells unterscheidet sich deutlich je Erzeugungstechnologie, wie in Bild  1 ersichtlich. Insbesondere im Bereich der Windkraft findet das Modell hohe Akzeptanz. Im Januar 2012 wurden gut 12 000  MW Windenergie onshore und 48  MW offshore über das Marktprämienmodell abgewickelt. Bis Ende 2012 hatte sich die installierte Onshore-Windleistung in diesem Fördermodell auf 23 929  MW verdoppelt und im Offshore-Bereich auf 248  MW verfünffacht. Biomasse- und Solaranlagen erlebten ebenfalls hohe Wechselraten und wiesen Ende 2012 jeweils mehr als 1900  MW installierte Leistung im Marktprämienmodell auf. Bei der Fotovoltaik repräsentiert dies aber lediglich ca. 6 % der in Deutschland installierten Leistung, im Vergleich zu ca. 35 % bei Biomasseanlagen und ca. 82 % bei Windkraftanlagen on- und offshore.

Diese Unterschiede je Erzeugungstechnologie sind in der durchschnittlichen Anlagengrösse und der jeweiligen Eigentümerstruktur begründet. Die Leistung je Messpunkt ist bei Fotovoltaikanlagen meist niedriger als bei Windparks oder Biomasseanlagen, wodurch eine Direktvermarktung für Fotovoltaikanlagen aufgrund hoher Fixkostenanteile unattraktiv ist. Windkraft- und Biomasseanlagen befinden sich ausserdem vermehrt im Besitz von Energieversorgungs- und sonstigen Unternehmen, die entweder über die notwendigen Kompetenzen im Bereich Portfoliomanagement und Handel verfügen oder diese leicht zukaufen können. Fotovoltaikanlagen sind dagegen meist im Besitz von Privatpersonen, die nicht über diese Kompetenzen verfügen und keinen Zugang zu entsprechenden Dienstleistern haben.

Neue Geschäftsmodelle

Im Gegensatz zur festen EEG-Einspeisevergütung stellt das Marktprämienmodell neue Anforderungen an Produzenten von erneuerbaren Energien: Sie müssen am Grosshandelsmarkt agieren und somit Funktionen wie Portfolio-, Bilanzkreis-, Energiedaten- und Assetmanagement sowie Prognose abdecken. Dies kann entweder intern oder über Dienstleister erfolgen. Die entstehenden zusätzlichen Kosten (Bild  2) sollen im Marktprämienmodell durch die Managementprämie abgedeckt werden, die der Kompensation des zusätzlichen Zeit- und Kostenaufwands sowie des Risikos (aufgrund des Prognosefehlers) durch die Direktvermarktung dient.

Fixkosten der Direktvermarktung betreffen IT-Systeme, Personal, Zugang zum Spot- und Intradaymarkt sowie Prognosedaten. Gemäss Schätzungen von The Advisory House müssen Erstwechsler in das Marktprämienmodell mit einmaligen Investitions- bzw. Projektkosten von rund 2–2,5  Mio.  € kalkulieren, wenn sie die zusätzlich erforderlichen Funktionen intern abdecken wollen. Jährliche Fixkosten, also Aufwände, die unabhängig von den vermarkteten Strommengen anfallen, liegen bei rund 1,5–2  Mio.  €; der Grossteil entfällt hierbei mit über 70 % auf Personalkosten. Diese Zahlen zeigen, dass ein eigener Aufbau von Kompetenzen und notwendiger Infrastruktur nur für grosse Anlagenbetreiber empfehlenswert ist.

Variable Kosten der Direktvermarktung betreffen zu 75–95 % den Ausgleich von Prognosefehlern; übrige Anteile sind variable Kostenanteile der mehrheitlichen Fixkosten, beispielsweise mengenabhängige Kosten des Marktzugangs und IT-Betriebskosten. Die Kosten für den Prognosefehlerausgleich hängen in erster Linie von der vermarkteten Strommenge, der Steuerbarkeit der Anlagen sowie der Prognosequalität ab und stellen im Gesamtvergleich den grössten Kostenblock dar.

Seit Einführung des Marktprämienmodells sind mehrere Dienstleister aktiv geworden, die Produzenten von erneuerbaren Energien eine teilweise oder vollständige Übernahme der durch die Direktvermarktung zusätzlich erforderlichen Funktionen anbieten. Aktuell kann davon ausgegangen werden, dass die Anzahl der Direktvermarktungsdienstleister in Deutschland im hohen zweistelligen Bereich liegt, wobei die Bandbreite der Anbieter von etablierten Energieversorgungsunternehmen bis hin zu kleinen, spezialisierten Marktneulingen reicht. Die Differenzierung für Dienstleistungsanbieter in diesem Bereich ist schwierig; Daten für Wind- und Wetterprognose werden meist von spezialisierten Firmen zugekauft, Ausgleichsenergiekosten über den Markt bestimmt. Der einzelne Dienstleister kann sich somit nur im Bereich der Erzeugungsprognose je Anlage von den Mitbewerbern abheben. Kleinere Dienstleister konzentrieren sich häufig auf Kernkompetenzen – zum Beispiel Portfolio-, Energiedaten- und/oder Assetmanagement –, während standardisierte Leistungen wie Bilanzkreismanagement oder Zugang zum Grosshandelsmarkt von Energieversorgungsunternehmen zugekauft werden. Die häufigste Form der Zusammenarbeit zwischen Direktvermarktungsdienstleister und Produzent erneuerbarer Energie ist die sogenannte «Vollstromvermarktung»: Die Prozesse zur Vermarktung des erzeugten Stroms werden vollständig durch den Dienstleister abgedeckt, der auch das Risiko für die Abdeckung der Prognoseabweichungen übernimmt. Der Produzent hat somit ein «Rundum-sorglos-Paket»; der Dienstleister erhält hierfür einen fixen Anteil der Managementprämie.

Änderung des Marktprämienmodells 2013

Wesentlich zur Attraktivität des Marktprämienmodells im Jahr 2012 beigetragen haben die hohen Managementprämien für Windenergie- und Fotovoltaikanlagen, welche die Zusatzaufwände seitens der Anlagebetreiber mehr als kompensiert haben. Das Bundeskabinett hat deswegen im September 2012 zusätzlich zur bereits vorgesehenen schrittweisen Reduktion der Managementprämien von 1,20 ct/kWh 2012 auf 0,70 ct/kWh ab 2015 eine weitere Reduktion um 0,35 ct/kWh beschlossen, die seit Januar 2013 gilt [3]. Die Reduktion für fernsteuerbare Anlagen fällt dabei um 0,10 ct/kWh geringer aus als für nicht fernsteuerbare Anlagen. Damit werden Anreize gesetzt, sowohl bestehende als auch neue Anlagen rascher mit Fernsteuertechnik auszustatten und somit eine gezielte, bedarfsorientierte Steuerung der Anlagen zu ermöglichen. Es kann davon ausgegangen werden, dass sich die Direktvermarktung per Marktprämienmodell für nicht steuerbare Anlagen kurz- bis mittelfristig nicht mehr lohnen wird.

Trotz der Kürzung der Managementprämie wird ein weiterer Anstieg in der Nutzung des Marktprämienmodells erwartet. Gemäss einer Studie, die von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern in Auftrag gegeben wurde [4], werden im Jahr 2013 die meisten Windparks (100 % der Offshore- und 84 % der Onshore-Windparks) sowie ca. zwei Drittel der Wasser-, Gas- und Biomassekraftwerke das Marktprämienmodell für sich nutzen. Für Fotovoltaik und Geothermie werden hingegen geringere Nutzungsraten erwartet: Höchstens 8 % der Fotovoltaikanlagen und wahrscheinlich keine der Geothermieanlagen werden sich im Jahr 2013 für das Marktprämienmodell entscheiden. Die Nutzung des Marktprämienmodells im Januar 2013 scheint diesen Prognosen recht zu geben: Die Gesamtleistung von Anlagen, die das Marktprämienmodell nutzen, stieg von 28 540  MW im Dezember 2012 auf 28 834  MW im Januar 2013: Damit scheint sich der Trend einer stetig wachsenden Nutzung des Marktprämienmodells fortzusetzen, auch wenn bei Windkraftanlagen onshore ein geringer Rückgang zu verzeichnen ist (von 23 929  MW auf 23 626  MW) [1].

Die Kürzung der Managementprämie stellt Direktvermarktungsdienstleister vor Herausforderungen: Konnten sie bisher den Produzenten bis zu 50 % der Managementprämie als Erlös abgeben, kann davon ausgegangen werden, dass dieser Anteil bereits 2014 auf einen geringen einstelligen Prozentsatz reduziert werden muss, um dem Dienstleister die Deckung der Kosten auch weiterhin zu ermöglichen.

Ausblick: Weitere Entwicklungen

Seit Herbst 2012 wird in Deutschland eine grundlegende Änderung der Subventionsmechanismen im Bereich erneuerbare Energien diskutiert. Ausgangspunkt dieser Diskussion war die Ankündigung der Erhöhung der EEG-Umlage von 3,59 ct/kWh im Jahr 2012 auf 5,28 ct/kWh im Jahr 2013. Im Gegensatz zu Annahmen aus dem Jahr 2011, dass die Einführung des Marktprämienmodells zu einem starken Anstieg der EEG-Umlage führen würde, waren jedoch andere Treiber für diese Erhöhung ausschlaggebend: so zum Beispiel eine Unterdeckung des EEG-Kontos im Jahr 2012, welche u.a. durch einen verstärkten Zubau der erneuerbaren Energien und eine unerwartet hohe Anzahl von Sonnenstunden entstanden ist (Einmaleffekt). Weitere Treiber waren der Rückgang von Börsenstrompreisen, womit die Übertragungsnetzbetreiber geringere Vermarktungserlöse für den Strom aus erneuerbaren Quellen erzielen konnten, sowie die Befreiung stromintensiver Unternehmen von der EEG-Umlage, wodurch sich die Kosten auf eine geringere Anzahl von Endverbrauchern verteilen [5].

Um einer weiteren Steigerung der EEG-Umlage vorzubeugen oder gar eine Senkung zu erreichen, wird von politischer Seite eine Neuregelung des EEG diskutiert. In einem Verfahrensvorschlag von Bundesumweltminister Peter Altmaier [6] wird eine Vorgabe von zeitlichen und quantitativen Zielen favorisiert, um die absehbare deutliche Übererreichung von Zubauzielen zu verhindern. Neben Versorgungssicherheit, Technologieoffenheit und Planungssicherheit heisst es insbesondere, dass sich das neue EEG auf marktwirtschaftliche Prinzipien stützen soll: Der Bundesumweltminister nennt explizit eine Ausweitung der Marktprämie als mögliche Ausgestaltung, um eine höhere Marktorientierung des EEG zu erreichen.

Von anderen politischen Akteuren wurde zusätzlich die Einführung eines Quoten- oder Bonusmodells ins Spiel gebracht. Im Quotenmodell wird von Energieversorgungsunternehmen ein Mindestanteil (Quote) an erneuerbaren Energien im Strommix in Produktion und Verbrauch gefordert, andernfalls droht die Bezahlung von Pönalen. Beispiele für die Nutzung eines Quotenmodells finden sich in Grossbritannien, Polen oder Schweden. Das Bonusmodell sieht hingegen analog zum Marktprämienmodell eine Förderung von Strom aus erneuerbaren Quellen über staatlich definierte Boni vor, welche die Produzenten von erneuerbaren Energien zusätzlich zum Marktpreis erhalten. Die Summe von Bonus und Marktpreis soll ein festgelegtes Maximum nicht überschreiten; dieses Maximum wird vom Staat festgelegt und variiert je nach Energiequelle und Anschlussjahr einer Anlage. Anwendung findet das Bonusmodell heute beispielsweise in Dänemark oder Finnland. Es ist aktuell noch völlig unklar, wie genau eine mögliche Neugestaltung des EEG aussehen könnte.

Fazit

Das Marktprämienmodell hat im ersten Jahr seiner Nutzung hohen Zuspruch in Deutschland erfahren. Auswirkungen auf die EEG-Umlage waren minimal. Die starke Erhöhung der EEG-Umlage im Jahr 2013 hat jedoch gezeigt, dass das deutsche EEG in seiner jetzigen Ausgestaltung die Marktintegration erneuerbarer Energien vernachlässigt und zu vermeidbaren Mehrkosten führt [6]. Eine Abkehr von Einspeisevorrang und hohen, garantierten Einspeisevergütungen wird deswegen zunehmend wahrscheinlicher. Zum jetzigen Zeitpunkt erscheint sowohl eine Ausweitung des Marktprämienmodells als auch die Einführung von einem Quoten- oder Bonusmodell möglich. Über diese Änderungen wird voraussichtlich nach der Bundestagswahl im Herbst 2013 entschieden. Eines erscheint jedoch als sicher: Die neuen Geschäftsmodelle, welche durch das Marktprämienmodell entstehen, werden auch nach einer Änderung der deutschen Subventionsmechanismen Bestand haben.

Referenzen

[1] Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: www.eeg-kwk.net.

[2] Bundesnetzagentur: Bundesweite Kraftwerksliste aller Netz- und Umspannebenen vom 12.12.2012.

[3] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Pressemitteilung 113/12 vom 29.8.2012 – Bundeskabinett beschliesst Absenkung der Managementprämie im EEG.

[4] R2B Energy Consulting GmbH (2012): Jahresprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG geförderten Kraftwerken für das Kalenderjahr 2013. http://www.eeg-kwk.net/de/file/r2b_EEG_Prognose_2013_20121012.pdf.

[5] Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: Pressemitteilung zur EEG-Umlage vom 15.10.2012.

[6] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Verfahrensvorschlag zur Neuregelung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) von Bundesumweltminister Peter Altmaier.

Angaben zu den Autoren

Irina Munz ist Unternehmensberaterin bei The Advisory House. Ihre Beratungsschwerpunkte liegen in den Bereichen Strategie und Transformationsmanagement, erneuerbare Erzeugung und Netz.

The Advisory House AG, 8002 Zürich
irina.munz@advisoryhouse.com

Dr. Anna Paltauf ist Unternehmensberaterin bei The Advisory House. Ihre Beratungsschwerpunkte liegen in den Bereichen Strategie und Prozessoptimierung sowie Portfoliomanagement für Energieversorger und Industriekunden.

anna.paltauf@advisoryhouse.com

Götz Walter ist Unternehmensberater bei The Advisory House. Seine Beratungsschwerpunkte liegen in den Bereichen Steuerung, Reporting und erneuerbare Energien. Er promoviert am Lehrstuhl Sozialpsychologie der Universität Zürich zum Thema «EE-Kraftwerksprojekte: Dimensionen von Akzeptanz und Opposition».

goetz.walter@advisoryhouse.com

Übernahme des EU-Rechts ist wahrscheinlich

Seit Juni 2012 sind die Verhandlungen über die bilateralen Verträge mit der EU verstärkt ins öffentliche Interesse gerückt. Im Schreiben vom 15. Juni 2012 hat der Bundesrat der EU Vorschläge zur Lösung der institutionellen Fragen unterbreitet und vorgeschlagen, dass «institutionelle Lösungen vorerst im Rahmen des Strom-Dossiers gesucht werden, da in diesem Dossier die Verhandlungen schon weit fortgeschritten sind und auf beiden Seiten ein grosses Interesse an einem bilateralen Abkommen besteht» [3]. Am 21. Dezember 2012 machte der EU-Kommissionspräsident José Manuel Barroso in seiner schriftlichen Antwort an Bundespräsidentin Eveline Widmer-Schlumpf klar, dass die Teilnahme der Schweiz an Bereichen des EU-Binnenmarktes nur möglich sei, wenn das entsprechende EU-Recht automatisch übernommen werde. Er schloss auch eine Musterlösung im Rahmen des Elektrizitätsabkommens aus [4]. Es ist somit davon auszugehen, dass bei Abschluss eines Stromabkommens mit der EU das entsprechende EU-Recht mit hoher Wahrscheinlichkeit von der Schweiz übernommen werden muss.

Die Einbettung der Schweiz in den europäischen Energiemarkt wird auch von der Strombranche als unerlässlich für die Versorgungssicherheit und als wichtiger Pfeiler für die Umsetzung der Energiestrategie 2050 angesehen. [5, 6]

Angesichts dieser Fakten kann davon ausgegangen werden, dass die schweizerische Elektrizitätswirtschaft in den nächsten Jahren mit der Umsetzung des EU-Rechts konfrontiert sein wird. Somit ist es eine strategische Aufgabe jedes vertikal integrierten EVU, sich mit den Auswirkungen auf die eigene Unternehmung auseinanderzusetzen.

Mehrheit der Schweizer EVUs ist vertikal integriert

Die Entflechtungsbestimmungen im EU-Recht richten sich an vertikal inte­grierte Unternehmen. Als vertikal inte­­griertes Unternehmen gilt «ein Elektrizitätsunternehmen oder eine Gruppe von Elektrizitätsunternehmen, in der ein und dieselbe(n) Person(en) berechtigt ist (sind), direkt oder indirekt Kontrolle auszuüben, wobei das betreffende Unternehmen bzw. die betreffende Gruppe von Unternehmen mindestens eine der Funktionen Übertragung oder Verteilung und mindestens eine der Funktionen Erzeugung von oder Versorgung mit Elektrizität wahrnimmt» [7].

Ist der Verteilnetzbetreiber Teil einer vertikal integrierten Unternehmung, ist er verpflichtet, zumindest hinsichtlich Rechtsform, Organisation und Entscheidungsgewalt unabhängig von den übrigen Tätigkeitsbereichen zu sein, also von denjenigen Bereichen, die nicht mit der Stromverteilung zusammenhängen. Es gibt für Verteilnetze aber keine Verpflichtung zur Trennung in Bezug auf das Eigentum (Ownership Unbundling). Elek­trizitätsunternehmen mit weniger als 100 000 angeschlossenen Kunden oder kleine isolierte Netze erfahren hinsichtlich operationeller und rechtlicher Entflechtung Erleichterungen. Die Einführung dieser Erleichterungen obliegt den Mitgliedstaaten. Es ist offen, ob diese Erleichterungen auch in der Schweiz eingeführt würden.

Die überwiegende Mehrheit der EVUs in der Schweiz sind vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen, denn sie betreiben in der Regel ein Netz und versorgen ihre Kunden mit Strom. Entscheidend ist jedoch, wie sich die Inte­gration bei Unternehmensgruppen und Beteiligungen definiert und welche Gesellschaften betroffen sind. Eine vertikale Integration liegt auch dann vor, wenn die Tätigkeiten innerhalb einer Gruppe von Unternehmungen gebündelt werden. Eine Gruppe besteht, wenn über Rechte, Verträge oder andere Mittel bestimmender Einfluss von einer Unternehmung auf die andere ausgeübt werden kann. Eine Mehrheitsbeteiligung führt immer zu einem bestimmenden Einfluss, bei Minderheitsbeteiligungen reichen bereits Zusatzrechte, beispielsweise dasjenige, Mitglieder in der Unternehmensleitung zu bestimmen und Verwaltungsräte zu stellen, oder ein Vetorecht, um einen bestimmenden Einfluss auszuüben.

Ausnahmebestimmungen für Unternehmen mit weniger als 100 000 Kunden beziehen sich immer auf die vertikal integrierte Gruppe von Unternehmungen. Wenn also alle EVUs in der Gruppe zusammen über mehr als 100 000 Kunden verfügen, wirkt sich das auf alle Einzelunternehmen aus, auch auf solche mit weniger als 100 000 Kunden. Als Kunden gelten vereinfacht dargestellt die Rechnungsempfänger.

Entflechtung nach EU-Recht umfasst neue Dimensionen

Neben der in der Schweiz bereits eingeführten informatorischen und rechnerischen Entflechtung wären zusätzlich die operationelle und die rechtliche Entflechtung umzusetzen (Bild  1) . Das Ziel der rechtlichen Entflechtung ist ein Netzbetreiber, der hinsichtlich der Rechtsform unabhängig ist. Somit muss das integrierte Energieversorgungsunternehmen über mindestens eine separate Gesellschaft verfügen, die das Netzgeschäft betreibt und von der Energieerzeugung und dem Vertrieb getrennt ist. Grundsätzlich besteht Freiheit bei der Wahl der Gesellschaftsform und der Ansiedlung der Netzgesellschaft (Bild  2) . Das Modell «Tochtergesellschaft» ist in der Regel die am einfachsten umzusetzende Form.

Wichtig erscheint die Differenzierung zwischen rechtlicher und eigentumsrechtlicher Entflechtung, welche bei den Verteilnetzbetreibern nicht gefordert ist. Die Eigentumsanteile der Netzgesellschaft können also zu 100 % bei der integrierten Unternehmung verbleiben. Gerade deshalb kommt der operationellen Entflechtung eine überragende Rolle zu. Um diese Anforderung zu erfüllen, sind folgende Mindestkriterien einzuhalten:

Die für die Leitung des Verteilnetz­betreibers zuständigen Personen dürfen keinen betrieblichen Einrichtungen des integrierten Elektrizitätsunternehmens angehören, die direkt oder in­direkt für den laufenden Betrieb in den Bereichen Elektrizitäts­erzeugung, -übertragung und -versorgung zuständig sind.

Die Handlungsunabhängigkeit der 
für die Leitung des Verteilnetzbetreibers zuständigen Personen muss gewährleistet sein. Dazu sind Massnahmen zu treffen, damit die berufsbedingten Interessen dieser Personen berücksichtigt werden.

Der Verteilnetzbetreiber muss über tatsächliche Entscheidungsbefugnisse in Bezug auf Vermögenswerte – die für den Betrieb, die Wartung oder den Ausbau des Netzes erforderlich sind – verfügen. Diese Befugnisse sind unabhängig vom integrierten Elektrizitätsunternehmen auszuüben. Er muss über die erforderlichen Ressourcen personeller, technischer, materieller und finanzieller Art verfügen. Die wirtschaftlichen Befugnisse des Mutterunternehmens und seine Aufsichtsrechte über das Management des Verteilnetzbetreibers reduzieren sich auf die Genehmigung des jährlichen Finanzplans des Verteilnetzbetreibers und auf die Festlegung von generellen Grenzen für die Verschuldung.


Der Verteilnetzbetreiber muss ein Gleichbehandlungsprogramm aufstellen. Daraus muss hervorgehen, welche Massnahmen zum Ausschluss diskriminierenden Verhaltens getroffen werden. Besondere Pflichten der Mitarbeitenden im Hinblick auf die Erreichung dieses Ziels sind im Programm festzulegen. Für die Beobachtung des Programms ist ein Gleichbehandlungsbeauftragter des Verteilnetzbetreibers zu bestimmen.

Weiter müssen die Kommunikationsaktivitäten und die Markenpolitik vertikal integrierter Verteilnetzbetreiber dermassen ausgestaltet sein, dass keine Verwechslung in Bezug auf die Identität der Versorgungssparte des vertikal integrierten Unternehmens möglich ist.

Mehrere grössere Schweizer EVUs sind betroffen

Bei Übernahme von EU-Recht entspricht die aktuelle Struktur mehrerer grösserer EVUs in der Schweiz nicht mehr den gesetzlichen Vorgaben. Sie müssen ihren Netzbereich in eine separate Gesellschaft ausgliedern, die Handlungsunabhängigkeit und tatsächlich unabhängige Entscheidungsbefugnisse für die Netzbelange sicherstellen sowie ein Gleichbehandlungsprogramm einführen. Das gilt auch für integrierte EVUs mit weniger als 100 000 Kunden, die in einer Konzernstruktur oder in einem Unternehmensverbund mit mehr als 100 000 Kunden eingebunden sind. Inwiefern unabhängige, kleinere Unternehmen mit weniger als 100 000 angeschlossenen Kunden von der Änderung betroffen sind, lässt sich zu diesem Zeitpunkt noch nicht beurteilen. Es ist aber davon auszugehen, dass die Schweizer Gesetzgebung für diese Gruppe rechtliche und operationelle Erleichterungen einführen wird.

Neben der rechtlichen hat die operationelle Entflechtung mindestens so gros­se Auswirkungen. Sie wird einen Wechsel im Führungsverständnis herbeiführen und Einfluss auf die Unternehmenskultur haben. Aufgrund der Erkenntnisse aus der Recherche und den Experteninterviews wird für eine betroffene Unternehmung empfohlen, die rechtliche Entflechtung mit der Ausgliederung einer grossen Netzgesellschaft in der Form einer Aktiengesellschaft vorzunehmen, welche zu 100 % im Eigentum der inte­grierten EVUs steht. Das Netzeigentum ist der Netzgesellschaft zuzuordnen. Shared Services sind, wo möglich und mit den gesetzlichen und regulatorischen Vorgaben vereinbar, zentral zu erbringen.

Nachfolgend werden einige der relevanten Punkte näher beschrieben.

Netzbetreibermodelle

Die Bundesnetzagentur erwähnt die Formen der «schlanken» und der «gros­sen» Netzgesellschaft [8]. Dabei wird die Unterscheidung zwischen «schlank» und «gross» auch in Bezug auf die Zuordnung des Eigentums begründet. In der Literatur sind verschiedene Ansätze für Netzbetreiber-Modelle zu finden. Ein einfaches und gut verständliches Modell wird von PriceWaterhouseCoopers [9] vorgeschlagen und ist in Bild  3 dargestellt.

Die Minimal-Ausgliederung deckt die zwingend vorgeschriebenen gesetzlichen Vorgaben ab. Die Netzgesellschaft wird mit möglichst wenig Personal ausgestattet, um die geforderten Leitungsaufgaben des Netzbetreibers und die Aufgaben mit Entscheidungen zu erfüllen, die für die Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzbetriebs wesentlich sind. Technische Leistungen und alle weiteren Aufgaben verbleiben in der Muttergesellschaft oder sind in anderen Gesellschaften angesiedelt. Bei der Asset-Management-Ausgliederung wird eine klare organisatorische Entflechtung zwischen Asset Management und Asset Services umgesetzt. Diese Form bedeutet eine Verstärkung der Netzgesellschaft, die zusätzliche Aufgaben des Asset Managements übernimmt, was zu einem klaren Auftraggeber-Auftragnehmer-Verhältnis zwischen Netzgesellschaft und Asset Service führt. Die Grenze des «schlanken» Netzbetreibers wird mit der Technik-Ausgliederung definitiv überschritten. Hier werden alle netzbezogenen Aktivitäten in die Netzgesellschaft ausgegliedert. Die gesetzlich vorgeschriebene Trennung zwischen den Netzaufgaben und den wettbewerblichen Bereichen wird dadurch aufgrund der Zugehörigkeit zu einer anderen Legaleinheit umgesetzt. Bei der Maximal-Ausgliederung werden auch alle Shared-Services-Funktionen in die Netzgesellschaft überführt. Finanz- und Rechnungswesen, Personalwesen etc. sind also in der Netzgesellschaft vollständig ausgebaut und funktionieren unabhängig von der Muttergesellschaft.

Ein generell bevorzugtes Modell lässt sich nicht ausmachen. Die Modelle sind für jede Unternehmung individuell zu bewerten. Relativ deutliche Hinweise kommen von der regulatorischen Seite. Die Bundesnetzagentur äussert sich in der Konkretisierung der gemeinsamen Auslegungsgrundsätze [10] zu den Minimalanforderungen. Der entflochtene Netzbetreiber habe über eine personelle Grundausstattung zu verfügen, die über das rein gesetzlich festgelegte Mass hi­nausgehe. Er müsse über «eine angemessene Anzahl an nur ihm verpflichteten, fachlich hinreichend qualifizierten Mitarbeitern» verfügen.

Netzeigentum und Pachtlösung

Die Untersuchung hat gezeigt, dass es wenige Gründe gibt, das Netzeigentum in der Muttergesellschaft zu belassen und das Netz an die Netzgesellschaft zu verpachten. Unter Berück­sichtigung der einfacheren operativen Umsetzung und der regulatorischen Bevorzugung ist aufgrund der vorliegenden Recherche dem Eigentumsmodell der Vorzug zu geben.

Fazit und Empfehlung

Allen vertikal integrierten EVUs wird empfohlen, das politische Umfeld und das Verhältnis zwischen der EU und der Schweiz laufend zu beobachten, neue Erkenntnisse auf ihre Wirkung zu untersuchen und entsprechende Massnahmen und Aktionen einzuleiten. Jedes EVU bestimmt selber, ob die rechtliche Entflechtung als Herausforderung und Chance wahrgenommen und die Umsetzung proaktiv angegangen wird.

Alternative Möglichkeiten, beispielsweise unternehmensübergreifende Netzgesellschaften, sind frühzeitig zu evaluieren. Spätestens mit dem zweiten Marktöffnungsschritt ist für die Marktkommunikation und weitere Massengeschäfte die Zusammenarbeit mit anderen Unternehmen zu prüfen, um mögliche Vorteile auszuschöpfen. Weiter ist die Ansiedlung aller übrigen Shared Services hinsichtlich Synergien und Skaleneffekte zu untersuchen. Die Zentralisierung gewisser Aufgaben kann die durch eine Regulierung nach EU-Recht geforderte Unabhängigkeit und Handlungsfreiheit und die Einhaltung der Gleichbehandlung sicherstellen.

In jedem Fall wird empfohlen, aktiv zu werden, aber trotzdem Ruhe zu bewahren und den Blick nach aussen nicht zu vergessen. Erfahrungen aus Deutschland haben gezeigt, dass mit einer frühzeitigen und professionellen Auseinandersetzung mit dem Thema durchaus auch Chancen und Potenziale entstehen, welche in jedem Fall zu nutzen sind.

Literatur

Imfeld, Peter. Auswirkungen einer Entflechtung nach EU-Richtlinie 2009/72/EG auf CKW. Fribourg: iimt, University of Fribourg, 2012.

Referenzen

[1] Schweizerische Eidgenossenschaft. Bundesgesetz über die Stromversorgung. Bern: s.n., 2008.

[2] Europäisches Parlament und der Rat der europäischen Union. Richtlinie 2009/72/EG des europäischen Parlaments und des Rates. Brüssel: s.n., 2009.

[3] Schweizerischer Bundesrat. Medienmitteilungen und Reden. [Online] 15. Juni 2012. [Zitat vom: 
14. Januar 2013.] http://www.news.admin.ch/message/index.html?lang=de&msg-id=44974.

[4] Barrosos Absage an die Schweiz. Mooser, Hubert. 10.01.2013, Basel: BaslerZeitung, 2013, Bd. ­bazonline.

[5] Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE). Wege in die neue Stromzukunft 
(Gesamtbericht). Aarau: VSE, 2012.

[6] Perrig, Igor. Wackelkontakt zwischen Bern und Brüssel. Energie Nachrichten. Energieforum Schweiz, 2012, 3/2012.

[7] Europäisches Parlament und der Rat der europäischen Union. Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates. Brüssel, Belgien: Amtsblatt der Europäischen Union, 13. Juli 2009.

[8] Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 8. Leitfaden für Stromverteilernetzbetreiber. Leitfaden für Stromverteilernetzbetreiber «Grosse Netzgesellschaft». 2011.

[9] PricewaterhouseCoopers AG WPG (Hrsg.). Entflechtung und Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft. München: Rudolf Haufe Verlag GmbH & Co. KG, 2008.

[10] Bundesnetzagentur. Konkretisierung gemeinsamer Auslegungsgrundsätze der Regulierungsbehörden. Konkretiseriung der gemeinsamen Auslegungsgrundsätze der Regulierungsbehörden des Bundes und der Länder zu den Entflechtungsbestimmungen in §§ 6–10 EnWG. 21. Oktober 2008.

Angaben zum Autor

Peter Imfeld, El.-Ing. FH, ist Leiter Netzservices bei der Centralschweizerischen Kraftwerke AG (CKW). Er hat im Rahmen eines EMBA am International Institute of Management in Technology (iimt) der Universität Fribourg eine Masterarbeit mit dem Titel «Auswirkungen einer Entflechtung nach EU-Richtlinie 2009/72 auf CKW» verfasst.

Centralschweizerische Kraftwerke AG, 6002 Luzern

peter.imfeld@ckw.ch

Hinweis: Der vorliegende Artikel fasst die Ergebnisse der oben genannten Masterarbeit zusammen. Die vollständige Publikation kann unter www.iimt.ch bezogen werden.

Neues System soll Anreize zu Effizienzsteigerungen geben

Bis 2011 hat die schwedische Regulierungsbehörde STEM durch ihre Abteilung Energiemarktinspektorat (EI) jährliche Ex-post-Kostenprüfungen durchgeführt. Zwischen 2003 und 2011 basierten die Ex-post-Kostenprüfungen auf dem Network-Performance-Assessment-(NPA)-Modell. Für jedes der regulierten Netze wurde auf Basis eines Vergleichs mit einem «angemessen» effizienten Ingenieur-Netz (Network Performance Assessment) der durch den Netzbetreiber generierte «Wert» für die Kunden berechnet (NPA-Wert). Wenn das Verhältnis aus Erlösen und dem NPA-Wert eines Netzbetreibers einen Schwellenwert überschritt, entschied die Regulierungsbehörde, ob der Netzbetreiber seinen Kunden Geld zurückerstatten musste [2]. Dieses Ex-post-Regulierungssystem war mit relativ hohen Unsicherheiten für die Netzbetreiber verbunden und anfällig für Verhandlungslösungen zwischen Netzbetreibern und Regulierungsbehörde. Zudem ist die jährliche Kostenermittlung der individuellen Referenznetze bei der hohen Anzahl an Netzbetreibern sehr aufwendig.

Aus diesen Gründen und durch die Vorgaben des 3. EU-Richtlinienpakets wurde das schwedische Ex-post-Regulierungssystem durch ein Ex-ante-Regime abgelöst, das seit 2012 gilt. Insbesondere soll das neue Regulierungssystem in Schweden den Netzbetreibern Anreize zur Effizienzsteigerung geben. Gleichzeitig sollen die zukünftig in Schweden vorgesehenen Investitionen in die Elektrizitätsnetze zur Optimierung und Steuerung der Energiesysteme (Smart Grids) nicht behindert werden. Das schwedische Regulierungssystem unterscheidet sich stark von den Anreizregulierungssystemen, die in Zeiten entwickelt wurden, in denen mit zukünftig eher sinkenden Netzkosten gerechnet worden war. Diese Systeme, die z.B. in Deutschland umgesetzt werden, sehen zwar Faktoren für Neuinvestitionen vor; je nach Betroffenheit von der Energiewende werden diese von den Netzbetreibern jedoch als unzureichend eingestuft. Das schwedische System der Ex-ante-Regulierung versucht, Änderungen in den Anlagenbeständen bei allen Netzbetreibern in gleicher Weise zu berücksichtigen, unabhängig davon, ob dies zu steigenden oder sinkenden Kosten führt.

Bei der Regulierung der schwedischen Netzbetreiber besteht eine hohe Transparenz. Dies gilt nicht nur für die angewendeten Regulierungsmassstäbe, sondern auch für die Daten der Netzbetreiber. Für jeden Netzbetreiber können beantragte Kostenbasis, Erlösobergrenze und der aktuelle Stand allfälliger Verfahren bzw. Klagen im Internet von der Öffentlichkeit eingesehen werden.

Kostenbasis für die erste Regulierungsperiode

Seit 2012 setzt das schwedische Energiemarktinspektorat jedem Netzbetreiber Erlösvorgaben für einen 4-jährigen Zeitraum. Die Erlösvorgaben werden kostenbasiert und nach einheitlichen Formeln für alle Netzbetreiber ermittelt. Ausgangspunkt der Erlösvorgaben sind Kostenanträge der regulierten Netzbetreiber. In diesen Anträgen ermitteln die Netzbetreiber nach standardisierten Verfahren die Gesamtkosten für die gesamte Regulierungsperiode 2012–2015. Das Verfahren gibt die Regulierungsbehörde genau vor. Für den Block der Kapitalkosten und für den Block der Betriebs- und Verwaltungskosten (OPEX) gelten dabei unterschiedliche Methoden (vgl. Bild 1 und [3]).

Kapitalkostenermittlung nach Substanzerhaltungsprinzip

Die kalkulatorischen Kapitalkosten werden in Schweden ausgehend vom Mengengerüst der betriebsnotwendigen Anlagen ermittelt. Um eine vergleichbare Ausgangsbasis für die Netzbetreiber zu schaffen, werden als Grundlage der Kapitalkostenermittlung alle für den Netzbetrieb erforderlichen Anlagetypen berücksichtigt, unabhängig davon, ob der jeweilige Netzbetreiber Eigentümer der Anlage ist oder die Anlagen gemietet sind. Hingegen zählen Anlagen, deren Zuordnung zum Netzbetrieb nicht ganz eindeutig ist (z.B. Fahrzeuge, IT, Gebäude), nicht zu den Netzanlagen. Investitionskosten für derartige Anlagen werden in OPEX umgewandelt und unterstehen den Bestimmungen zu den anrechenbaren OPEX. Für Investitionen in die Netzanlagen hat die Regulierungsbehörde unter Verwendung von Netzbetreiberdaten der Jahre 2006– 2009 Standardkostensätze für 145 Anlagenklassen ermittelt. Dabei hat sie auf die Erfahrungen mit dem NPA-Modell zurückgegriffen. Die Standardkostensätze werden auf das Preisniveau des Datenerfassungsjahres 2010 hochgerechnet.

Grundlage für die Kapitalkostenberechnung eines Netzbetreibers bilden damit die zu Preisen des Jahres 2010 bewerteten Netzanlagen, die für die Regulierungsperiode 2012–2015 vorgesehen sind. Eine nachträgliche Korrektur der Standardkostensätze auf das jeweilige Anschaffungsjahr soll sicherstellen, dass für alle Anlagen jeweils der aktuelle Wiederbeschaffungswert verwendet wird. Basierend auf den Wiederbeschaffungswerten der Netzanlagen ermittelt jeder Netzbetreiber die Kapitalkosten mithilfe der Annuitätenmethode. Dabei bleibt die Summe aus kalkulatorischen Abschreibungen und kalkulatorischen Zinsen während der gesamten Abschreibungsdauer der Anlagen jedes Jahr gleich hoch. Es werden nur zwei verschiedene Abschreibungsdauern unterschieden: 40 Jahre für Kabel, Freileitungen und Trafos sowie 10 Jahre für Technik und Elektronik. Der Zinssatz wird auf Basis eines gewichteten Kapitalkostensatzes (Weighted Average Cost of Capital, Wacc) ermittelt, wobei für die gesamte erste Regulierungsperiode der gleiche Wacc gilt. Die Kapitalkosten nach der Standardberechnungsmethode des Energiemarkt­inspektorats ergeben sich durch die Verwendung von Wiederbeschaffungswerten in Verbindung mit der Annuitätenmethode unabhängig von der Altersstruktur der Netze und sollen die Substanzerhaltung sichern. Indem neben dem bestehenden Mengengerüst auch die geplanten Zu- und Abgänge der Netzbetreiber für die Regulierungsperiode berücksichtigt werden, sollen zukünftige Investitionen ermöglicht werden. Die Standardkostensätze sollen den Netzbetreibern einen Anreiz geben, effizient zu investieren. Grundsätzlich kann das System damit flexibel auf die Investitionsbedürfnisse der Netzbetreiber reagieren.

Unflexibel sind jedoch die Standardkostensätze, bei denen die Gefahr besteht, dass sie nicht alle Besonderheiten der Netzbetreiber abdecken. So wird auch von Netzbetreiberseite Kritik geäussert, dass die Standardkostensätze niedriger als die Beschaffungskosten seien. Da unabhängig von der Altersstruktur immer die gleichen Kostensätze gelten, kommt es im Fall von Ersatzinvestitionen zu keiner Erhöhung der anrechenbaren Kosten. Diese beiden Punkte reduzieren aus Sicht der Netzbetreiber die Investitionsanreize.

Effizienzsteigerungen für die OPEX

Für die laufenden Kosten sieht die Regulierungsbehörde im Zeitablauf allgemeine Einsparungen der Netzbetreiber vor. Zur Bestimmung der anrechenbaren OPEX der Regulierungsperiode werden in einem ersten Schritt Kosten aus den OPEX herausgerechnet, die für den einzelnen Netzbetreiber nicht beeinflussbar sind. In Schweden zählen dazu die Kosten der vorgelagerten Netzebenen, die Kosten für Netzverluste und die Abgaben an Behörden. Diese nicht beeinflussbaren Kosten fliessen in ihrer tatsächlichen Höhe in die Kostenbasis der Erlöse nach EI-Methode ein.

Für die verbleibenden OPEX, welche als beeinflussbar gelten, wird eine Effi­zienzsteigerungsvorgabe festgelegt. Ausgangspunkt sind die durchschnittlichen OPEX der Jahre 2006–2009, welche mit der erwarteten Teuerungsrate für die Regulierungsperiode 2012–2015 hochgerechnet werden. Für diese Kosten geht die Regulierungsbehörde von einem durchschnittlichen jährlich erzielbaren Produktivitätsfortschritt von 2 % aus. Dieser ist von den Netzbetreibern nur zur Hälfte an die Kunden weiterzugeben, sodass jeder Netzbetreiber eine allgemeine Produktivitätsvorgabe von 1  % auf den beeinflussbaren OPEX zu erfüllen hat.

Die Möglichkeiten zur Effizienzsteigerung bei den OPEX hat die Regulierungsbehörde auf Basis von Gutachten zur Produktivitätsentwicklung bestimmt. Mithilfe mehrdimensionaler Methoden der linearen Optimierung (Data-Envelopment-Analyse, DEA) und mehrdimensionaler Regressionsmethoden (Stochastic-Frontier-Analyse, SFA) haben die Gutachter ermittelt, wie die Branche ihre Leistungserstellung in den Jahren 2001 bis 2008 verbessern konnte. Diese mehrdimensionale Messung der Produktivität basiert auf den Gesamtkostendaten der Unternehmen und berücksichtigt die Kilometer an Kabeln bzw. Freileitungen, die Anzahl Kunden und die installierte Leistung der Trafos der einzelnen betrachteten Jahre pro Unternehmen. Die Studien weisen Produktivitätssteigerungen zwischen 1,5 und 3 % aus. Eine Weitergabe der Produktivitätssteigerungen von 1 % erscheint vor dem Hintergrund der Unsicherheiten in den Berechnungsmodellen und deren Übertragbarkeit auf zukünftige Entwicklungen pragmatisch.

Um die Vorgaben zu den OPEX stärker an die individuelle Netzstruktur anzupassen, arbeitet die Regulierungsbehörde an Verfahren, um Kostensätze für OPEX in Abhängigkeit von den Netzanlagen zu ermitteln. Ähnlich der Standardkostensätze für die Investitionen sollen damit die OPEX-Vorgaben an das Mengengerüst geknüpft werden. Die Regulierungsbehörde würde damit noch stärker versuchen, den individuellen Netzbetrieb nachzubilden. Einerseits kann dies helfen, Besonderheiten besser abzubilden, kann aber trotz hohem Erhebungsaufwand zu falschen Einschätzungen führen. Derartige Überlegungen können in Schweden frühestens in der Regulierungsperiode ab 2015 umgesetzt werden und dürften in den kommenden Jahren hinsichtlich der Praktikabilität noch weiter diskutiert werden.

Erlösbegrenzung zur Vermeidung von grösseren Tarifsteigerungen

Die beschriebene Ermittlung der beantragten Ausgangskostenbasis berücksichtigt das Prinzip der Substanzerhaltung und legt bei den OPEX den Fokus auf einfache Vorgaben (Bild  1) . Die Kosten bzw. Erlöse, die sich auf Basis der einheitlichen Berechnungsmethode für die Regulierungsperiode 2012–2015 ergeben, werden jedoch nicht direkt in eine Erlösobergrenze umgewandelt. Bei der Festsetzung der Erlösobergrenze für jeden Netzbetreiber ist die Regulierungsbehörde angehalten, grössere Tariferhöhungen zu vermeiden. Wenn sich für einen Netzbetreiber die Kosten zwischen dem Zeitraum 2006–2009 und dem Zeitraum 2012–2015 stark erhöht haben (jeweils zu Preisen 2010), wird die Differenz auf 18 Jahre verteilt. Der Zeitraum entspricht vier Regulierungsperioden mit einer Dauer von jeweils 4 Jahren zuzüglich des 2-jährigen Zeitraums zwischen Datenerhebung und dem Beginn der ersten Regulierungsperiode. Für die erste Regulierungsperiode bedeutet dies, dass nur ein Drittel (6/18) der Kostendifferenz in die Erlösobergrenze einfliesst (Bild 2) .

Das Prinzip der Substanzerhaltung und die moderat ausgestalteten OPEX-Vorgaben, wie sie durch die Methoden zur Ermittlung der Kostenbasis für die erste Regulierungsperiode intendiert sind, kann durch die Begrenzung des Erlösanstiegs relativ zu den historischen Kosten konterkariert werden. Schwedische Netzbetreiber äussern sich entsprechend abwartend zum neuen Regulierungssystem und befürchten, dass je nach Art und Umfang der geplanten Investitionen nur ein Teil der Kosten gedeckt werden kann. Die Hälfte der Netzbetreiber hat gegen die Erlösbescheide Einspruch eingelegt.

In Summe haben die schwedischen Netzbetreiber für die Regulierungsperiode 2012–2015 Kosten in Höhe von 183 Mia. SEK (entspricht rund 26 Mia. CHF) beantragt. Die Kosten wurden gemäss Methode in Bild  1 ermittelt. Dem stehen im Referenzzeitraum 2006–2009 Kosten von 134 Mia. SEK gegenüber. Von der Differenz von 49 Mia. SEK dürfen nur 16,3 Mia. SEK (6/18) in die Tarifberechnung der Jahre 2012–2015 einfliessen. Dies entspricht einem zulässigen jährlichen Erlösanstieg von etwa 2 % für die Branche. Ein Blick auf die individuellen Erlösvorgaben der Netzbetreiber zeigt, dass der jährliche Erlösanstieg der einzelnen Netzbetreiber zwischen 1 und 8 % liegt [4]. Grundsätzlich ergeben sich aufgrund der Methode zur Vermeidung sprunghafter Tariferhöhungen für Netzbetreiber mit höheren Kostensteigerungen auch höhere jährliche Erlösanstiege. Ob diese für die geplanten Netzumbauten und die angestrebte Netzqualität ausreichen, wird zukünftig zu zeigen sein.

Zur Förderung der Netzinvestitionen setzt die Regulierungsbehörde auch Qualitätsziele. Hierzu wird die Netzqualität in Form von Referenzwerten für Stromunterbrüche (System Average Interruption Frequency Index, SAIFI, und System Average Interruption Duration Index, SAIDI) mit Ausfallkosten bewertet. Eine Unter- oder eine Überschreitung der Qualitätsziele kann die Erlösobergrenze um bis zu 3 % beeinflussen [1]. Da sich unterlassene Investitionen nicht unmittelbar in einem Abfall der Qualitätskennzahlen widerspiegeln, ist auch in Schweden das Grundproblem der Investitionsanreize nicht gänzlich gelöst.

Fazit

Das schwedische Regulierungssystem ist durch die Art der Ex-ante-Berechnung und Prüfung der Erlösobergrenze für die Netzbetreiber relativ berechenbar und kann in die Planung der Unternehmen einbezogen werden. Insbesondere die direkte Berücksichtigung der Investitionsvorhaben in der Erlösobergrenze schafft grundsätzlich eine gute Ausgangsbasis für Netzausbauten, z.B. in Richtung Entwicklung von Smart Grids. Ob die Methode tatsächlich ausreichende Investitionsanreize mit sich bringt, hängt letztlich von den konkreten Standardkostensätzen und der konkreten Definition der Einflussgrössen (z.B. Wacc) auf die Erlösobergrenze ab. Bei der Beurteilung des Systems ist weiter zu berücksichtigen, dass der Erfassungsaufwand der Daten durch die Unternehmen insbesondere im Bereich der Anlagen relativ hoch ist. Eine abschliessende Beurteilung wird erst nach einigen Jahren Erfahrung möglich sein.

In der Schweiz reguliert die ElCom die Netztarife auf Basis von jährlichen Ex-post-Kostentrollen. Dabei führt sie Quer­vergleiche auf Basis von Kostenkennzahlen durch und berücksichtigt auch die Vorjahreskosten. Eine Anreizregulierung mit Ex-ante-Erlösvorgaben für Netzbetreiber steht derzeit nicht 
im Vordergrund der politischen Diskussion. Im Zuge der weiteren Verhandlungen mit der EU und im Interesse einer effizienten Umsetzung der Energiestrategie des Bundes wird auch in der Schweiz über Anreizelemente in der Regulierung zu entscheiden sein. Das schwedische Beispiel kann dabei Anregungen für ein einfaches und vor allem transparentes Regulierungssystem geben, welches Elemente der Substanzerhaltung enthält. Eine direkte Anwendung auf die Schweiz ist, wie auch bei Regulierungssystemen anderer Länder, aufgrund der unterschiedlichen strukturellen und politischen Hintergründe nicht zu ­empfehlen. Insbesondere zeigt das schwedische Beispiel die Problematik einer Vermischung verschiedener politischer Zielsetzungen (Investitionsanreize und stabile Tarife) in der Netz­tarifregulierung.

Referenzen

[1] NordREG (2011), Economic regulation of electricity grids in Nordic countries, report 7/2011.

[2] Bertling, Lina; Mats B. O. Larsson and Carl Johan Wallnerström (2008), Review of the Swedish Network Performance Assessment Model.

[3] Energimarknadsinspektionen (2010), Förhandsprövning av elnätstariffer – slutrapport inför första tillsynyperioden 2012–2015, EI R2010:24 (Ex-ante-Regulierung der Netztarife – Schlussbericht für die erste Regulierungsperiode 2012–2015).

[4] Energimarknadsinspektionen (2012), The Swedish electricity and natural gas markets 2011, EI R2012:11, S. 23 und 24.

Angaben zu den Autorinnen

Dr. Heike Worm ist Leiterin des Bereichs Energie und Mitglied der Geschäftsleitung bei der Polynomics AG. Die promovierte Volkswirtin hat sich intensiv mit Regulierungen der Strommärkte in der Schweiz und in verschiedenen europäischen Ländern beschäftigt und konnte ihre Erfahrungen in diversen Projekten zur Gestaltung, Umsetzung und Analyse der Auswirkungen des Regulierungsrahmens in Verbänden und Unternehmen einbringen.

Polynomics AG, 4600 Olten
heike.worm@polynomics.ch

Dr. Karolin Leukert ist Leiterin des Bereichs Benchmarking und Mitglied der Geschäftsleitung bei der Polynomics AG. Die promovierte Volkswirtin ist spezialisiert auf quantitative Analysen vor allem auch im Zusammenhang mit der Strommarktöffnung. Sie hat insbesondere die Benchmarking- und Datenpoolprojekte der Branchenverbände in Österreich und Deutschland sowie in der Schweiz federführend begleitet.

karolin.leukert@polynomics.ch

Bezüglich des ersten Schrittes hat das Bundesgericht vor knapp einem Jahr einen Leitentscheid gefällt, während zum zweiten Berechnungsschritt der Bundesrat im Januar dieses Jahres mit einer Änderung der Stromversorgungsverordnung (StromVV) [2] neue Leitplanken gesetzt hat. Auf beides wird nachfolgend eingegangen, und die Auswirkungen für die Stromnetzbetreiber werden dargestellt.

Entwicklungen bei der Berechnung der Kapitalbasis

Lange Zeit wurde kontrovers diskutiert, ob beim Wert der Anlagen die Buchwerte oder die kostenrechnerischen Werte massgebend sein sollten. Diese Diskussion war insofern erstaunlich, als der Bundesrat bereits in seiner Botschaft zum Stromversorgungsgesetz bezüglich kalkulatorischer Abschreibungen explizit auf die Kostenrechnung Bezug nahm: «Kalkulatorische Abschreibungen sollen von den nach steuerlichen und finanziellen Aspekten ermittelten Abschreibungen der Finanzbuchhaltung unterschieden werden (deswegen kalkulatorische Abschreibungen), Sonderabschreibungen, welche aus steuerlichen oder finanziellen Gründen vorgenommen wurden und zur Bildung von stillen Reserven führten, sollen in der Kostenrechnung korrigiert werden. Daraus folgt, dass sich Unterschiede zwischen dem finanzbuchhalterischen Buchwert und dem auf Basis der Kostenrechnung ermittelten Anlagewert ergeben können.» [3]

Damit war eigentlich bereits gesagt, dass die Kapitalbasis im Netzbereich gemäss Kostenrechnung berechnet werden sollte. Gestützt auf die zitierte Ausführung in der Botschaft und Äusserungen in den parlamentarischen Beratungen hielt das Bundesgericht in seinem Urteil vom 3. Juli 2012 denn auch fest, dass als Grundlage für die kalkulatorischen Zinsen und Abschreibungen nicht der Buchwert massgeblich sei, sondern die Kostenrechnung. Abschreibungen, welche aus steuerlichen oder finanziellen Gründen vorgenommen wurden und zu stillen Reserven führten, können gemäss diesem höchstrichterlichen Urteil wieder bis zum Anschaffungsrestwert aufgewertet werden, wenn dieser höher ist als der Buchwert [4].

Zusammenhang Neubewertung und Höhe der Tarife

Ob eine Bewertung der Anlagen gemäss Kostenrechnung eine Tariferhöhung auslöst, hängt weder von der Finanzrechnung der Vergangenheit noch von dem heutigen Wert der Anlagen gemäss Kostenrechnung ab. Entscheidend ist vielmehr, wie die historische Preisberechnung erfolgte. Es ist aber unwahrscheinlich, dass in der Vergangenheit ein Netzbetreiber seine Tarife ausschliesslich gemäss Daten der Finanzbuchhaltung ermittelt hat. In diesem Fall hätten sich Finanzierungslücken beobachten lassen, wenn eine ungenügende Kapitelbasis als Berechnungsgrundlage der Tarife gedient hätte. Oder es wären – bedingt durch ­vorschnelle Abschreibungen – starke Schwankungen in den Tarifen aufgetreten. Beides liess sich in der Praxis in der Schweiz nicht beobachten.

Vorteile einer Bewertung gemäss Kostenrechnung

In der Finanzbuchhaltung werden alle Aufwendungen und Erträge zur Erstellung der Bilanz und der Gewinn-und-Verlust-Rechnung erfasst, aus denen sich Lage und Gesamterfolg des Betriebs erkennen lassen. Die Finanzbuchhaltung wird bei privatrechtlichen Unternehmungen in der Regel nach steuerlichen Gesichtspunkten geführt, ermittelt das Gesamtergebnis der Unternehmung und wird nicht weiter untergliedert. Die Kostenrechnung dagegen bildet die Grundlage für die Kalkulation der Preise inklusive des investierten Kapitals und wird nach betriebswirtschaftlichen Kriterien und nach Produktegruppen geführt. Die Kostenrechnung ermittelt, welche Leistungen das Unternehmen erstellt und welche Kosten diese Leistungserstellung verursacht, wo die Kosten entstanden sind und welchen Leistungen sie zuzurechnen sind.

Eine Bewertung der Anlagen gemäss Kostenrechnung führt bei ähnlichen Netzbetreibern zu einer vergleichbaren und einheitlichen Ausgangslage. Mit kalkulatorischen Kosten kann der Wertverzehr von Anlagen abgebildet und eine solide betriebswirtschaftliche Kostenbasis für die Berechnung des Netznutzungsentgeltes erstellt werden. Deshalb sind entgegen der Meinung der Elektrizitätskommission ElCom zwingend auch Anlagen, die in der Finanzbuchhaltung nicht aktiviert wurden, nach Grundsätzen der Kostenrechnung zu bewerten. Alles andere würde eine Vermischung von finanziellem und betrieblichem Rechnungswesen darstellen.

Eine Studie von EVU Partners im Auftrag des VSE  [5] zeigt, dass durch eine Verwendung von finanzbuchhalterischen Werten für die Tarifkalkulation Verteilnetzbetreiber mit einer Rechnungslegung nach Obligationenrecht oder Harmonisiertem Rechnungsmodell gegenüber solchen nach Swiss GAAP FER klar benachteiligt würden. Durch die Klarstellung durch das Bundesgericht wurde die drohende Ungleichbehandlung von Netzbetreibern verhindert und eine betriebswirtschaftlich solide Basis für die Tarifkalkulation gelegt.

Entwicklung bei Berechnung der Kapitalverzinsung

Stromnetze sind kapitalintensiv. Damit die Netzbetreiber die notwendige Finanzierung in Form von Eigen- oder Fremdkapital sicherstellen können, müssen die Kapitalgeber davon ausgehen können, dass langfristig eine marktgerechte Rendite auf das eingesetzte Kapital erreicht wird. Wenn keine Aussicht auf eine angemessene Rendite besteht, wird es den Netzbetreibern nicht gelingen, genügend Kapital zur Finanzierung der Investitionen zu beschaffen.

Bei der ökonomischen Regulierung der Netzbetreiber muss deshalb sichergestellt sein, dass die Netzbetreiber in der Lage sind, eine marktgerechte Verzinsung des eingesetzten Kapitals zu erreichen. Dies ist sowohl in der ökonomischen Theorie  [6] als auch im Stromversorgungsgesetz (StromVG)  [7] («angemessener Betriebsgewinn» in Art.  15 Abs.  1 StromVG) unbestritten. In der betriebswirtschaftlichen Literatur und Praxis wird ein gewichteter Durchschnitt aus Fremdkapitalkosten und marktgerechter Eigenkapitalverzinsung als Zinssatz zur Ermittlung der kalkulatorischen Zinsen verwendet. Dieses Konzept der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (Weighted Average Cost of Capital, Wacc) liegt auch dem Berechnungsmodell der Stromversorgungsverordnung (StromVV) zugrunde.

Bisherige Berechnung

Bis und mit Tarifjahr 2013 wurde der Wacc als Summe von zwei Elementen berechnet:

Risikoloser Zinssatz, ermittelt als durchschnittliche Rendite von Bundes­obligationen mit einer Laufzeit von zehn Jahren während der letzten 60 Monate.

Risikogerechte Entschädigung, die ausgehend von einem Gutachten des Preisüberwachers  [8] vom Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation jährlich angepasst wird.

Diese Methode führte anerkannterweise zu einem volatilen Verlauf sowie zu einem im internationalen Vergleich eher niedrigen Wert des Wacc  [9]. Beide Aspekte sind problematisch:

Volatiler Wacc: Netzinvestitionen sind in der Regel äusserst langfristig und werden in der Regel auch langfristig finanziert. Weicht der für die Tarifkalkulation relevante Wacc kurzfristig stark von den langfristigen Finanzierungskosten ab, ergeben sich schwankende Unternehmensergebnisse.

Niedriger Wacc: Liegt der regulatorisch zugestandene Wacc unter dem marktgerechten Wacc, werden die derart regulierten Unternehmen systematisch Unternehmenswert vernichten. Die Finanzierung der Investitionen wird für sie zunehmend schwieriger.

Neue Berechnung ab Tarifjahr 2014

Aufbauend auf ein vom Bund beauftragtes Gutachten der IFBC unter der Leitung von Prof. Rudolf Volkart  [10] zur Ermittlung nachhaltiger risikogerechter Kapitalkosten unter Berücksichtigung finanzmarkttheoretischer Grundsätze, wurde die StromVV vom Bundesrat im Januar 2013 angepasst  [11]. Nachfolgend werden die wichtigsten Elemente der neuen Berechnungssystematik zusammengefasst:

Neue Finanzierungsstruktur

Die kalkulatorische Finanzierungsstruktur für die Wacc-Berechnung wurde angepasst: Neu wird das Eigenkapital mit 40 % gewichtet (bisher 30 %) und das Fremdkapital mit 60 % (bisher 70 %).

Jährlich angepasste Parameter

Das Bundesamt für Energie berechnet den durchschnittlichen Kapitalkostensatz, indem es jährlich die Werte für folgende Parameter ermittelt:

Risikoloser Zinssatz für das Eigenkapital: Monatliche Durchschnittsrendite des vergangenen Jahres von Schweizer Bundesobligationen mit einer Restlaufzeit von 10 Jahren (Zero-Bond-Rendite).

Marktrisikoprämie: Differenz zwischen der Aktienmarktrendite (Index der Aktiennominalwerte seit 1926 gemäss Pictet), als Durchschnitt von arithmetischem und geometrischem Mittel, und der Rendite einer risikolosen Anlage (Schweizer Bundesobligationen mit einer Laufzeit von 10 Jahren).

Beta-Faktor: wird mithilfe einer Peer Group aus vergleichbaren europäischen Energieversorgungsunternehmen als Durchschnitt über drei Jahre ermittelt. Die Finanzierungsstruktur (Leverage) wird dabei berücksichtigt.

Risikoloser Zinssatz für das Fremdkapital: Arithmetisches monatliches Mittel des vergangenen Jahres von Schweizer Bundesobligationen mit einer Restlaufzeit von 5 Jahren (Zero-Bond-Rendite).

Bonitätszuschlag: Der Bonitätszuschlag basiert auf der Renditedifferenz («Spread») zwischen Anleihen von Schweizer Unternehmen mit guter Bonität (Stufe AA und A) und risikolosen Anleihen (Bundesobligationen). Für die Emissions- und Beschaffungskosten wird ein Zuschlag angesetzt.

Bandbreiten und Schwellenwerte.

Pauschale Werte und Schwellenwerte

Neu kommt ein System mit pauschalen Werten und Schwellenwerten zur Anwendung. Dieses stellt sicher, dass kleinere, zufällige Schwankungen keine Auswirkung auf den ermittelten Wacc haben. Erst bei grösseren, systematischen Veränderungen der Parameter ergibt sich eine Veränderung des Wacc. Das System ist so aufgesetzt, dass bei den Eigenkapitalkosten eher Stabilität angestrebt wird, während sich die Fremdkapitalkosten rascher an Veränderungen anpassen.

Beurteilung

Durch die neue Berechnungsmethode, die erstmals für die Tarifkalkulation 2014 zur Anwendung kommt, wird eine Vergütung des eingesetzten Kapitals erreicht, die sich stärker am Grundsatz der Markt- und Risikogerechtigkeit orientiert als das bisherige Modell. Aus-serdem bewirkt das neue Modell insbesondere bei der Eigenkapitalrendite eine erwünschte Glättung. Bezüglich der bisher als kritisch erkannten Punkte bringt das neue Modell somit klare Verbesserungen.

Zusammenhang Zinssatz und Investitionen

Im Zusammenhang mit der neuen Berechnungsmethode des Zinssatzes wurde die Frage geäussert, ob die Mittel aus der höheren Verzinsung tatsächlich für Investitionen verwendet würden. Diese Frage ist in einem grösseren Zusammenhang zu betrachten: Mit dem StromVG wurde ein neuer Regulierungsrahmen aufgesetzt, in dem verschieden Elemente zusammenspielen. Durch einen «richtigen» Zinssatz alleine lassen sich Investitionen nicht lenken, dies geschieht durch das Regulierungssystem als Ganzes. Unbestritten ist jedoch, dass durch einen «falschen» Zinssatz notwendige Investitionen verhindert werden. In diesem Sinne werden mit dem neuen Berechnungsmodell die Voraussetzungen für eine nachhaltige Sicherung der Investitionen in die Netze klar verbessert.

Abzug für Anlagen vor 2004 entfällt

Neben der neuen Methode zur Ermittlung des Wacc ergibt sich für die Tarifkalkulation 2014 eine weitere Anpassung. Für die Tarifjahre 2009–2013 galt gemäss Art.  31a Abs.  1 StromVV als Übergangsregelung, dass für ältere Anlagen (vor 2004) bei der Verzinsung ein Malus von 1  Prozentpunkt abgezogen wird, falls in Anwendung des StromVG eine Neubewertung vorgenommen worden war. Dieser Abzug wurde bei der Revision der StromVV im Dezember 2008  [12] aus politischen Gründen kurzfristig eingeführt und hatte keine ökonomische Begründung. Diese Übergangsregelung wurde nun nicht verlängert. Mit dem Wegfall nähert sich die Kostenermittlung für die Schweizer Stromnetze auch in diesem Punkt dem Grundsatz einer sachgerechten, betriebswirtschaftlich fundierten Systematik.

Ausblick

Mit den beschriebenen Änderungen wurden bei der Bestimmung der Kapitalhöhe der Anlagen und der Methode der Kapitalverzinsung Schritte hin zu einem betriebswirtschaftlicheren Ansatz unternommen. Dies ist zu begrüssen.

Weiterhin politisch motiviert ist jedoch die Reduktion des Anlagewerts um 20 %, falls die historischen Anschaffungs- und Herstellkosten nicht mehr festgestellt werden können und der Anlagewert «synthetisch» hergeleitet werden muss (Art. 13 Abs. 4 StromVV). Das Bundesgericht hat diesen Abzug als zulässig erklärt, gleichzeitig aber festgehalten, dass bei Anwendung der synthetischen Methode eine Berechnungsweise anzustreben ist, die zu Werten führt, welche möglichst nahe an den tatsächlichen historischen Kosten liegen.

Es wäre nun am Verordnungsgeber, diesen ökonomisch unbegründeten und willkürlich festgelegten 20%-Abzug aufzuheben. Ermittelt ein Netzbetreiber in begründeten Einzelfällen nach bestem Wissen gemäss den auch von der Elektrizitätskommission als sachgerecht angesehenen Indizes die synthetischen Werte der Anschaffungs- beziehungsweise Herstellkosten einer Anlage, so ist er hierfür nicht zu bestrafen.

Referenzen/Anmerkungen

[1] Eine zentrale Rolle spielt daneben die Höhe der zulässigen Betriebskosten, auf die nachfolgend jedoch nicht eingegangen wird.

[2] Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008
(StromVV), SR 734.71.

[3] Botschaft zur Änderung des Elektrizitätsgesetzes und zum Stromversorgungsgesetz vom 3. Dezember 2004, S. 1654.

[4] Urteil des Bundesgerichts vom 3. Juli 2012 in den vereinten Verfahren 2C 25/2011 und 2C 58/2011, Ziff. 4.6.2.

[5] EVU Partners: Kostenbasis für Startwert der Erlös­obergrenze und für Totex zum Effizienzvergleich im Rahmen einer zukünftigen Anreizregulierung für Stromverteilnetzbetreiber in der Schweiz – Bericht zur Studie im Auftrag des VSE, Aarau, 9. Mai 2011.

[6] Jean-Jacques Laffont, Jean Tirole; A Theory of Incentives in Procurement and Regulation, MIT Press, 1993.

[7] Bundesgesetz über die Stromversorgung vom 23.  März 2007, Stromversorgungsgesetz, StromVG, SR 734.7.

[8] Preisüberwachung: Netznutzungsentgelte – Ermittlung der risikogerechten Kapitalverzinsung der schweizerischen Elektrizitätsnetzbetreiber, Dezember 2006.

[9] Bundesamt für Energie: Bundesrat revidiert Stromversorgungsverordnung, Medienmitteilung vom 30. Januar 2013.

[10] IFBC: Risikogerechte Entschädigung für Netzbetreiber im schweizerischen Elektrizitätsmarkt, Gutachten, Zürich, 25. Juli 2012.

[11] Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008
(StromVV), SR 734.71, Änderung vom 30. Januar 2013.

[12] Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 
(StromVV), SR 734.71, Änderung vom 12. Dez. 08.

Angaben zu den Autoren

Jörg Wild ist Vorsitzender der Geschäftsleitung der Elektrizitätswerk Altdorf AG und Präsident der Regulierungskommission des VSE.

Elektrizitätswerk Altdorf AG, 6460 Altdorf, 
joerg.wild@ewa.ch

Rolf Meyer ist Leiter Finanzen und Controlling der IB Aarau und Präsident der Kostenrechnungskommission des VSE.

IB Aarau AG, 5001 Aarau
rolf.meyer@ibaarau.ch

Niklaus Mäder ist wissenschaftlicher Mitarbeiter beim VSE und zuständig für den Bereich Regulierung.

Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen, 
5001 Aarau, niklaus.maeder@strom.ch

Aus Sicht der EEX bietet ein marktbasierter und europäischer Ansatz die Lösung – nicht nur in Deutschland. Denn ein funktionierender, wettbewerblich organisierter Energiemarkt, der faire Preise ermittelt und transparent macht, ist die Voraussetzung für Entscheidungen der Marktteilnehmer. Garantierte Vergütung und Einspeisung der Erneuerbaren verhindern aber, dass sich die Erzeugung an Marktpreisen und damit am tatsächlichen Bedarf orientieren. Es entsteht eine preisdämpfende Wirkung auf die Grosshandelspreise, aber durch die Umlage der Förderkosten keine Entlastung für viele Verbraucher. Die EEX sieht folgende Leitlinien als geeignete Lösungsansätze:

Marktintegration der erneuerbaren Energien: Alle Marktakteure und Erzeugungsarten sollten gleichermassen an der Preisfindung teilnehmen und in gewissem Umfang auch Marktrisiken mittragen. Denkbar wäre eine Vergütung für Strom aus Erneuerbaren, die sich aus dem Börsenpreis zuzüglich einer Förderprämie ergibt. Durch Herkunftsnachweise liessen sich weitere Erlösquellen erschliessen.

Stärkung des Energy-Only-Marktpreissignals: Zuerst sollte das Potenzial des Energy-Only-Marktes ausgeschöpft werden. Dazu braucht es vor allem einen stabilen politischen Ordnungsrahmen. Dagegen stellen für die EEX Kapazitätsmechanismen nur die Ultima Ratio dar, sofern andere Massnahmen mit einer geringeren Eingriffsintensität in den Markt nicht zu dem gewünschten Ergebnis führen sollten.

Netzausbau und Versorgungssicherheit europäisch denken: Netzausbau, grenzüberschreitender Handel und grosse europäische Marktgebiete sind eine wesentliche Voraussetzung zur Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien, da sie einen weiträumigen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch ermöglichen.

Die Energiewende ist zu komplex, um sie durch zentrale Vorgaben nur auf nationaler Ebene zu steuern. Stattdessen sollten Wettbewerb, Marktmechanismen und die Potenziale des europäischen Energiebinnenmarktes genutzt werden, um die Umsetzung effizient zu gestalten.

Agenda-Setting und 
Medien-Framing

In der Kommunikationswissenschaft wird auf einer ersten Ebene unter dem Stichwort «Agenda-Building» und «Agenda-Setting» themenbezogen gefragt und mittels Inhaltsanalysen und Befragungen analysiert, wie stark ein Thema in den Medien präsent ist und von den Medienrezipienten wahrgenommen wird. Berichten Medien über ein kontroverses Thema wie Atomenergie oder ein gesellschaftliches Problem wie die Energieversorgung besonders häufig und intensiv, so bewirkt die Berichterstattung, dass dieses Thema von der Bevölkerung als dringlich wahrgenommen wird.

Über die blosse Berichterstattung hinaus wird auf einer zweiten Ebene unter dem Label «Medien-Framing» zudem nach der Art und Weise gefragt, wie die Medien über ein Problem berichten. Die involvierten Akteure, aber auch die Medien «framen» mit ihrer Berichterstattung ein Problem meist ganz spezifisch, indem sie gewisse Aspekte in den Vordergrund rücken und andere ausklammern. Medien-Framing meint also, dass es stets unterschiedliche mediale und gesellschaftliche Interpretationen der Ursachen eines Problems, der moralischen Bewertung der Beteiligten, aber auch der möglichen Lösungsansätze gibt. Zu fragen ist: Welche Deutungen vermögen sich in der öffentlichen Kommunikation durchzusetzen?

Die Atomkatastrophe vom März 2011 im japanischen Fukushima wird in der Kommunikationswissenschaft als Schlüsselereignis bezeichnet. Solche unerwarteten Ereignisse erzeugen eine plötzliche und sehr hohe Medienpublizität und lösen dadurch Agenda-Setting-Effekte nicht nur bei der Bevölkerung, sondern in der Folge auch in der Politik aus. Vor allem negative Schlüssel­ereignisse wie Natur- oder Technikkata­strophen bewirken durch die dominanten Medien-Frames meist auch einen Wandel bei den Meinungen und Einstellungen der Bevölkerung.

Dies ist nicht zuletzt eine Folge davon, dass die fokussierte und intensive Medienberichterstattung die Beachtung und Suche nach Informationen durch die Bevölkerung motiviert. Das medienbezogene Informationsverhalten intensiviert sich, stimuliert wird aber auch die interpersonale Kommunikation etwa mit Kollegen am Arbeitsplatz oder zu Hause im Familien- und Freundeskreis.

Fragestellung und Ausgestaltung der Studie

Am IPMZ, dem Institut für Publizistikwissenschaft und Medienforschung der Universität Zürich, wurde im Frühling 2012, also ein Jahr nach der Fukushima-Katastrophe, für das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI) eine repräsentative Befragung durch das Institut GFS-Zürich bei 806 Schweizern ab 18 Jahren durchgeführt.

Diese sogenannte ENSI-Studie versuchte herauszufinden, wie die Atomkatastrophe das Informationsverhalten der Bevölkerung beeinflusste und welche Effekte sich bei den Einstellungen gegenüber der Atomenergie und den Meinungen zur Sicherheit der AKWs zeigen. Die wiederholte Thematisierung von Sicherheitsfragen etwa beim Atomkraftwerk Mühleberg und die Vorwürfe zur Arbeit der mit der Atomaufsicht beauftragten Behörden in der Schweiz sollte mit Fragen zum Vertrauen in diese Instanzen abgeklärt werden.

Nachfolgend werden einige Resultate aus der telefonischen Befragung präsentiert und mit weiteren Befunden, etwa des GFS-Sorgenbarometers oder der Surveys von Demoscope für Swissnuclear, verglichen.

Fukushima – ein Ereignis mit Nachhall in den Medien

Nach der Medienanalyse des FÖG, dem Forschungsbereich Öffentlichkeit und Gesellschaft an der Universität Zürich, basierend auf einer systematischen Inhaltsanalyse der grössten tagesaktuellen Medien der Schweiz, stand die Berichterstattung über den Tsunami beziehungsweise das AKW-Unglück in Japan mit 8,5 % an dritter Stelle der 20 grössten Kommunikationsereignisse der Medien­arena von 2011, nach der Berichterstattung über die Revolution in Libyen mit 18,5 % und den Parlamentswahlen in der Schweiz mit knapp 10 %.

Dies äusserte sich in der ENSI-Studie ein Jahr nach der Katastrophe darin, dass fast 80 % der Befragten angaben, in letzter Zeit in den Medien über Atomenergie oder Themen zu AKWs gelesen oder gehört zu haben; interessanterweise lag der entsprechende Wert im Kanton Tessin mit gut 50 % deutlich tiefer. Mit 57 % wurde die Presse und mit 54 % das Fernsehen als Informationsquelle besonders oft erwähnt; das Internet jedoch nur von 19 % der Befragten. In einer offenen Frage nach den wahrgenommenen Themen rangierte das AKW Mühleberg an erster Stelle, gefolgt vom Atomunfall in Fukushima und der Diskussion um den Atomausstieg.

Die Medienberichterstattung löste auch Folgekommunikation in Form von Gesprächen mit anderen Menschen über Atomthemen aus: bei 19 % oft und bei weiteren 50 % hin und wieder. Schliesslich hat eine Minderheit von 15 % in letzter Zeit aktiv Informationen zur Atomenergie, zu Atomkraftwerken oder benachbarten Themen gesucht, zum Beispiel in der Zeitung (41 % oft) oder im Internet (42 % oft). Mit 25 % war dies bei Befragten mit Matura und Hochschulbildung deutlich häufiger der Fall als bei den Befragten mit einem tieferen Bildungsniveau.

Negativere Einstellung zur Atomenergie nach Fukushima

Die Medienberichterstattung über den Atomunfall in Fukushima rückte die Sicherheit der AKWs generell und auch jene der Schweiz ins Zentrum und übte dadurch nicht zuletzt einen starken Einfluss auf die Einstellungen für oder gegen die Atomenergie aus. Für Vergleiche zur Situation vor und nach 2011 muss dabei auf weitere Studien zurückgegriffen werden wie beispielsweise die Eurobarometer-Studie oder das GFS-Angstbarometer.

In der Eurobarometer-Studie wird jeweils für verschiedene moderne Technologien, unter anderem die Atomenergie, gefragt, ob diese «unser Leben in den nächsten 20 Jahren verbessern oder verschlechtern beziehungsweise keinen Einfluss haben werden». 2010 äusserten im Schweizer Survey des Eurobarometers 33 % der Befragten eine positive und 40 % eine negative Meinung. 2012 sank gemäss der ENSI-Studie der positive Wert für «verbessern» deutlich auf nur noch 16 %, und der negative Wert für «verschlechtern» lag in etwa gleich bei 41 %.

Mit einer weiteren Frage wurde noch direkt nach der Befürwortung oder Ablehnung der Atomenergie gefragt: 28 % äusserten sich klar beziehungsweise eher dafür, während sich eine deutliche Mehrheit von 63 % der Befragten (38 % eher und 25 % klar dagegen) gegen die Atomenergie aussprach. Die Ablehnung der Atomenergie war bei Frauen, bei den 40–64-Jährigen und bei den Hochgebildeten signifikant stärker ausgeprägt, wobei der Grad der Informiertheit – vielleicht überraschend – keine Rolle spielte.

In einer Anschlussfrage wurde rückblickend gefragt, wie sich die persönliche Meinung gegenüber der Atomenergie nach Fukushima verändert hätte. Bei 45 % bewirkte die Berichterstattung über das Schlüsselereignis Fukushima eine negativere Haltung gegenüber der Atomenergie, bei 50 % der Befragten änderte dies nichts an ihrer Einstellung, und bei 3 % wurde die Meinung sogar positiver.

Die klaren Befürworter der Atomenergie änderten allerdings zu 63 % ihre Meinung nicht; im Gegensatz verschlechterte sich die Akzeptanz bei den klaren Gegnern der Atomenergie sogar in 59 % der Fälle. In der Kommunikationswissenschaft wird dies mit dem Mechanismus der selektiven Wahrnehmung und der selektiven Interpretation erklärt, indem die schon bestehenden Einstellungen für oder gegen ein Thema die Verarbeitung der neuen Informationen quasi als Filter oder Frame beeinflussen.

Die Beurteilung der Sicherheit der AKWs

Die affektive Haltung von Menschen für oder gegen die Atomenergie steht in engem Zusammenhang mit der kognitiven Komponente, das heisst den wissensbasierten Meinungen, nicht zuletzt bezüglich der wahrgenommenen Sicherheit der AKWs und der Risiken von Atomunfällen. Positiv beziehungsweise unterstützend spielt weiter eine Rolle, wie jemand den Nutzen von Atomenergie beurteilt.

Den Befragten wurden darum vier Aussagen zum Risiko von Atomkraftwerken und zur Gefahr von Unfällen in schweizerischen Atomkraftwerken, aber auch zum Nutzen von Atomenergie vorgelesen, die sie jeweils auf einer 5er-Skala beurteilen mussten (Tabelle 1) .

Die Schweizer Bevölkerung ist bezüglich der Einschätzung der mit der Atomenergie verbundenen Risiken polarisiert, wobei etwa 45 % der Befragten die Atomkraftwerke in der Schweiz als sicher empfinden und sich dementsprechend keine Sorgen wegen der Möglichkeit von Unfällen in schweizerischen Atomkraftwerken machen. Fragt man allerdings etwas allgemeiner nach der Möglichkeit von schweren Unfällen in Atomkraftwerken überhaupt, dann besteht nur für gut einen Viertel der Befragten kein Risiko, und auch nur ein Viertel meint, dass der Nutzen der Atomkraftwerke die damit verbundenen Risiken rechtfertige.

Interessant ist hier ein ergänzender Vergleich zur jährlich durchgeführten Befragung von Demoscope für Swissnuclear: Im Oktober 2010, also vor Fukushima, hielten 85 % der Befragten die bestehenden AKWs in der Schweiz für sicher; ein Jahr später war der Wert als Folge des Atomunfalls in Fukushima und der Berichterstattung darüber auf 68 % gesunken, und Ende September 2012 hielten 74% der Bevölkerung gemäss der Medienmitteilung von Swissnuclear die Schweizer Atomkraftwerke für sicher. Ein Vergleich mit den Daten des Befragungsinstituts GFS-Zürich Univox Umwelt 2013 zu der Frage, ob die Risiken der Atomenergie tragbar seien oder nicht, zeigt, dass der Fukushima-Effekt sich nur wenig geschwächt hat. Im Jahre 2011 hielten 69% der Bevölkerung die Risiken für nicht tragbar, und im Jahr 2012 sagten 65%, dass die Risiken nicht tragbar seien. Auch 2012 hielten gerade bloss 20% der Bevölkerung die Risiken von Atomenergie für tragbar.

Die Befunde illustrieren, dass die Bevölkerung die Schweizer Atomkraftwerke für sicherer hält aus ausländische. Wenn man vom Fukushima-Effekt reden will, zeigt sich in den Ergebnissen von Swissnuclear eine Abschwächung desselben, aber in den Daten von Univox Umwelt äussert sich dies deutlich schwächer.Die Sicherheitseinschätzung der AKWs ist im Vergleich zu den Einstellungen für oder gegen die Atomenergie deutlich weniger stabil und stärker durch die aktuelle Medienberichterstattung beeinflusst.

Regulierende Instanzen: Vertrauen und Bewertung

In der Risikoforschung zu modernen komplexen Technologien wie die Gen- und Nanotechnologie oder die Atomenergie wird betont, dass das Vertrauen in Experten und Behörden als regulierende Instanzen für die Akzeptanz dieser Technologien bei den Laien entscheidend sei. Vertrauen wird dabei als Ersatz für fehlendes Wissen und als vereinfachte Urteilsregel für die Risikobewertung betrachtet.

Nach den Aussagen der Befragten der ENSI-Studie geniessen Wissenschaftler im Bereich der Atomkraft das höchste Vertrauen mit einem Mittelwert von 4,5 auf der verwendeten 7er-Skala mit 1 = «überhaupt kein Vertrauen» bis 7 = «sehr grosses Vertrauen». Allerdings sind es nur 28 %, welche der Wissenschaft ein grosses beziehungsweise sogar sehr grosses Vertrauen zusprechen. Im Vergleich dazu liegen die Vertrauenswerte der Bundesbehörden, welche abgefragt wurden, leicht tiefer, wobei die Anteile für grosses beziehungsweise sehr grosses Vertrauen hier bei rund 20 % liegen; leicht abgeschlagen folgt mit 16 % das Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation, vergleichbar mit dem Vertrauen in den Bundesrat als Exekutivbehörde (Tabelle 2) . Allerdings ist anzumerken, dass jeweils bis zu ein Fünftel der Befragten die entsprechenden Bundesämter nicht kennt.

Generell gilt, dass das Vertrauen in Experten, Behörden und die Betreiber von AKWs sehr stark durch die persönliche Einstellung zur Atomenergie beeinflusst wird: Das Vertrauen ist bei den Befürwortern der Atomenergie durchgehend deutlich höher als bei den Gegnern.

Bei der Frage, ob die verschiedenen Instanzen bezüglich der Sicherheit der Atomenergie in der Schweiz gute oder schlechte Arbeit leisten, wird mehrheitlich, das heisst mit Werten zwischen 50  und 60 %, eine gute Note verliehen, wobei die Medien mit ihrer Berichterstattung einerseits, aber auch das Bundesamt für Energie und der Bundesrat am besten abschneiden (Tabelle 3) .

Fazit

Gemäss der ENSI-Studie zeigt sich ein Vertrauensverlust bezüglich der Sicherheit der AKWs sowie eine Verringerung der Akzeptanz der Atomenergie. Nach den aktuelleren Befragungen des GFS-Angstbarometers und der GFS-Univox-Studie Umwelt einerseits und der Demoscope-Studie von Swissnuclear andererseits vom Herbst 2012 hat sich dieser sogenannte Fukushima-Effekt etwas abgeschwächt.

Die Einstellung der Schweizer Bevölkerung gegenüber der Atomenergie bleibt polarisiert, und zwar mit einer klaren Mehrheit im ablehnenden Bereich. Immerhin vertraut die Mehrheit der Befragten den regulierenden Instanzen der Atomenergie und erteilt ihrer Arbeit eine gute Note.

Literatur

H. Bonfadelli, S. Kristiansen: Meinungsklima und Informationsverhalten im Kontext von Atomenergie und ENSI – Zwischenbericht zuhanden des Eidgenössischen Nuklearinspektorats, IPMZ – In­stitut für Publizistikwissenschaft und Medienforschung, Universität Zürich, November 2012.

European Commission: Europeans and Biotechnology in 2010 – Winds of change? Brüssel, 2010.

GFS: Angstbarometer 2012 – Fukushima-Effekt schon fast wieder verpufft. Zürich, 2012.

GFS: Univox Umwelt 2012, Zürich, 2013.

Swissnuclear: Eckwertstudie 2012, durchgeführt von Demoscope im Auftrag von Swissnuclear, 2013.

Angaben zu den Autoren

Prof. Dr. Heinz Bonfadelli ist Ordinarius für Publizistikwissenschaft an der Universität Zürich und leitet die Abteilung Medienrealität und Medienwirkung am Institut für Publizistik- und Medienforschung.

IPMZ – Institut für Publizistikwissenschaft und Medienforschung der Universität Zürich, 8050 Zürich
h.bonfadelli@ipmz.uzh.ch

lic. phil. Silje Kristiansen ist wissenschaftliche 
Assistentin im Institut für Publizistik- und Medienforschung der Universität Zürich.

s.kristiansen@ipmz.uzh.ch

Wie der Ausbau der erneuerbaren Energien in Bezug auf die Raumnutzung möglichst schonend gelingen kann, haben die Akademien der Wissenschaften Schweiz mit dem im Oktober 2012 veröffentlichten Bericht «Lösungsansätze im Konfliktfeld erneuerbare Energien und Raumnutzung» erörtert. Die Studie wurde unter der Federführung der Akademie der Naturwissenschaften Schweiz von einer Arbeitsgruppe mit rund 50 Expertinnen und Experten aus unterschiedlichen Bereichen erarbeitet, welche die Inhalte in Workshops diskutierten. Mit der Studie wollen die Akademien Ansätze aufzeigen, wie sich die Interessenkonflikte lösen lassen, die sich durch den Ausbau der erneuerbaren Energien fast zwangsläufig ergeben, beispielsweise mit dem Natur-, Ortsbild- und Landschaftsschutz.

Technik beeinflusst 
die Belastung

Wie gravierend die potenziellen Konflikte zwischen den Ansprüchen der Energieproduktion und anderen Bedürfnissen sind, verdeutlicht das Ausbau­szenario, das der Studie zugrunde gelegt wurde. Dabei geht es nicht primär um die Frage, wie realistisch dieses Szenario tatsächlich ist, sondern welche Folgen ein starker Ausbau der erneuerbaren Energien hätte, falls ein solches Szenario umgesetzt würde. Unter der grundsätzlichen Annahme, dass die vorhandenen Spar- und Effizienzpotenziale bestmöglich ausgeschöpft werden, geht die Studie davon aus, dass die erneuerbare Energieproduktion bis 2050 von heute 51,5  TWh auf 125  TWh pro Jahr gesteigert wird. Dies entspricht ungefähr der Hälfte des heutigen Gesamtenergieverbrauchs und liegt im Bereich der vom Bundesrat vorgeschlagenen Energiestrategie.

Das Ausbauszenario basiert auf einem Energiemix, der aufgrund der heutigen Kenntnisse plausibel erscheint. Konkret wäre dazu der Bau folgender Anlagen notwendig: rund 1700 Kleinwasserkraftwerke mit einer Leistung von durchschnittlich 250  kW, 600 Windturbinen mit einer Leistung von 2,5  MW bzw. 75 Windparks wie auf dem Mont Croisin, Bedeckung von 80 % aller geeigneten Dachflächen mit Fotovoltaikanlagen (insgesamt 120  km2), 26  km2 Fotovoltaik­anlagen auf offenen Landflächen; 15  km2 Sonnenkollektoren auf Dächern und Fassaden, 100 Anlagen zur Nutzung der tiefen Geothermie für die Strom- und Wärmeproduktion, eine Verdoppelung der Waldholznutzung und schliesslich ein Ausbau der Pumpspeicherleistung von heute 1,5  GW auf 14  GW.

Den Autoren der Studie ist bewusst, dass die effektive räumliche Belastung stark davon abhängt, wie gross die Menge an erzeugter Energie tatsächlich sein wird und welche technischen Lösungen zum Einsatz kommen. Dass hier ein beträchtlicher Handlungsspielraum besteht, zeigt ein Alternativszenario, das in der Studie ebenfalls skizziert wird. Durch den Einsatz von Hybridkollektoren – die allerdings technisch heute noch nicht ausgereift sind – liesse sich die Zahl der benötigten Anlagen deutlich reduzieren.

Allgemeine Lösungsansätze

Unabhängig von der Frage, wie hoch die produzierte Energiemenge dereinst ausfallen wird und welche Technologien zum Einsatz kommen, lässt sich jedoch feststellen: Der Bau von Anlagen zur Gewinnung, Verteilung und Speicherung der Energie führt je nach Produktionsart und Raumtyp zu ganz unterschiedlichen Konflikten. Diese lassen sich nicht ohne Weiteres pauschalisieren und brauchen eine differenzierte Betrachtung. Dennoch gibt es einige grundsätzliche Lösungsansätze, die nach Ansicht der Akademien über alle Raumnutzungen und Energieformen hinweg umgesetzt werden sollten.

Das wohl wichtigste Element ist die Verknüpfung der Energiegewinnung mit der Raumplanung. Aufgrund des grossen Flächenbedarfs der erneuerbaren Energien liegt es auf der Hand, dass die natürlichen und räumlichen Gegebenheiten bei der Planung der künftigen Energieversorgung berücksichtigt werden müssen. Umgekehrt sollten jedoch auch die Bedürfnisse der Energieproduktion bei der Planung von Nutzungszonen einbezogen werden, damit die vorhanden Potenziale ausgeschöpft werden können.

Konkret schlagen die Akademien drei Massnahmen vor, um die beiden Bereiche besser aufeinander abzustimmen.

Gebietskategorien festlegen

Der Raum wird anhand klarer Kriterien in sogenannte Vorrang-, Reserve- und Ausschlussgebiete unterteilt. In den Vorranggebieten geniesst die Nutzung der erneuerbaren Energien Priorität. Es handelt sich um Gebiete, die bereits stark genutzt werden oder die günstige Voraussetzungen für die Nutzung verschiedener Energiearten bieten und gleichzeitig relativ wenig Konfliktpotenzial aufweisen. Hier könnten beispielsweise Bewilligungsverfahren vereinfacht werden.

In den Ausschlussgebieten hingegen wird auf eine Energienutzung grundsätzlich verzichtet, zum Beispiel in wichtigen geschützten Naturräumen und Landschaften. Damit können wichtige Schutzanliegen gestärkt werden. In den Reservegebieten schliesslich geniesst die Energienutzung keine Priorität; sie ist aber unter gewissen Umständen möglich.

Als Kriterien für die Einteilung werden im Bericht folgende Aspekte explizit erwähnt: Eignung für die Energiegewinnung, Kundennähe, bestehende Flächennutzung, Schutzstatus, bestehende Natur- und Landschaftswerte, mögliche Synergien für die Regionalwirtschaft und Reversibilität des Eingriffs.

Rollende Planung

Die Nutzung der erneuerbaren Energien erfolgt in einer rollenden Planung, bei der Prioritäten gesetzt werden. In einer ersten Phase werden also diejenigen Standorte genutzt, an denen der Bau von Energieanlagen vergleichsweise unpro­blematisch ist. Erst wenn diese Standorte grösstenteils ausgeschöpft sind, werden auch Gebiete für die Energienutzung in Betracht gezogen, in denen ein grösseres Konfliktpotenzial vorhanden ist.

Bei dieser rollenden Planung gilt es, drei wichtige Punkte anzustreben: Erstens sollen die Flächen – insbesondere in den Siedlungsgebieten – wenn immer möglich mehrfach genutzt werden, um eine optimale Raumnutzung zu erreichen. Zweitens soll die Landschaft möglichst multifunktional genutzt werden, etwa indem der Natur- und Erholungswert in der Umgebung von Wasserkraftwerken verbessert wird oder landwirtschaftliche Grenzertragslagen für die Energiegewinnung genutzt werden. Drittens ist (abgesehen von Solaranlagen auf Hausdächern und Wärmepumpen) eine räumliche Konzentration von wenigen, dafür grösseren Anlagen tendenziell günstiger als viele kleinere, dezentrale Installationen, da so der Flächen- und Erschliessungsbedarf insgesamt reduziert werden kann.

Höhere Planungssicherheit

Schliesslich muss die Planungssicherheit für die Betreiber von Energieanlagen verbessert werden. Es braucht ein klares Bekenntnis der Politik sowohl zur «Energiewende» als auch zu den Anliegen des Natur- und Landschaftsschutzes und eine langfristige Ausrichtung der Energie- und Raumpolitik.

Die Politik definiert demnach die Ziele für die Nutzung der erneuerbaren Energien in Koordination mit anderen Politiksektoren. Die bestehenden Gesetze, Ausführungsbestimmungen und Sachplanungen werden danach auf nationaler, kantonaler und kommunaler Ebene an die formulierten Ziele angepasst. Gleichzeitig stellt die Politik sicher, dass die Förderung von privaten Investitionen durch finanzielle Anreize längerfristig geplant wird und künftig so ausgestaltet wird, dass Fehlanreize vermieden werden.

Schweizweite Koordination

Die drei vorgeschlagenen Massnahmen machen deutlich: Auf allen Ebenen – Bund, Kantone und Gemeinden – braucht es künftig eine bessere Koordination zwischen der Raumplanung und der Energiepolitik. Die Akademien empfehlen, dass der Bund künftig eine Koordinationsrolle in der Energiepolitik übernimmt, da das nationale Interesse an einer nachhaltigen Energieversorgung sehr gross ist. Eine unabhängige Planung der Kantone würde nach Ansicht der Akademien aufgrund der unterschiedlichen natürlichen und räumlichen Voraussetzungen dazu führen, dass aus nationaler Sicht eher ungünstige Standorte bebaut oder umgekehrt an sich günstige Gebiete eben nicht genutzt werden.

Der Bund kann diese Führungsrolle jedoch nur übernehmen, wenn er über ein griffiges Koordinationsinstrument verfügt. Eine Möglichkeit wäre ein nationaler Sachplan. Dieser würde eine Gesamtsicht über die verschiedenen Energieformen geben und eine sinnvolle Aufteilung in Vorrang-, Reserve- und Ausschlussgebiete ermöglichen. Allerdings: Die gesetzlichen Grundlagen für einen solchen Sachplan fehlen heute noch, und er liesse sich nur in einem aufwendigen Abstimmungsprozess erarbeiten.

Eine Koordination auf Bundesebene liesse sich daher leichter erreichen, wenn die bestehenden Instrumente wie Raumplanungsgesetz, Energiegesetz und das Energiekonzept von Bund und Kantonen an die neuen Bedürfnisse angepasst würden. Auch mit diesem Vorgehen lassen sich einheitliche Grundlagen festgelegen, wie die Flächen in Vorrang-, Reserve- und Ausschlussgebiete eingeteilt werden sollen.

Auch bei einer stärkeren Koordination auf nationaler Ebene werden die Kantone und Gemeinden weiterhin eine wichtige Rolle spielen. An den Kantonen liegt es, Vorschläge für einen nationalen Sachplan oder für eine Einordnung der Gebiete vorzunehmen. Sie legen basierend auf den nationalen Kriterien auch konkret fest, welche Gebiete in welche Kategorien eingeteilt werden sollen. Und nicht zuletzt definieren sie, wie die Planung auf kommunaler Ebene ablaufen soll. Die Gemeinden wiederum haben in der Praxis bereits viele Erfahrungen gesammelt, die bei der Erarbeitung der nationalen Richtlinien berücksichtigt werden sollten.

Lösungen für die verschiedenen Raumtypen

Neben den übergeordneten Massnahmen, die zu einer grundsätzlich besseren Abstimmung der Raumplanung mit der Energiepolitik führen, schlagen die Akademien spezifische Lösungen in Bezug auf unterschiedliche Raumnutzungen vor. Denn je nachdem, wie der Raum konkret genutzt wird, ergeben sich unterschiedliche Chancen und Konflikte, die spezifisch betrachtet werden müssen.

Siedlungsgebiete

In den Siedlungsgebieten bieten sich verschiedene erneuerbare Energieformen für die Nutzung an. Neben der Erdwärme weist insbesondere die Solarenergie ein grosses Potenzial auf, summieren sich die gesamten Dachflächen aller Bauten in der Schweiz doch auf über 400  km2. Nutzt man 80 % der geeigneten Flächen, resultiert eine Produktionsfläche von 120  km2. Dazu kommen günstig ausgerichtete Fassadenflächen, die sich ebenfalls für die Energiegewinnung eignen. Die Solarenergie ist in Siedlungsgebieten weitgehend akzeptiert; Konflikte gibt es einzig bei geschützten Objekten oder bei Anlagen, die das Ortsbild beeinträchtigen.

Land- und forstwirtschaftlich genutzte Gebiete

Für die Land- und Forstwirtschaft kann die Nutzung der erneuerbaren Energien ein interessanter Produktionszweig sein, vor allem wenn bereits be­stehende Infrastrukturen genutzt oder Neben- und Abfallprodukte verwertet ­werden. Von grosser Bedeutung ist die Biomasse: Die Verwertung von überschüssigem Hofdünger ist eine interessante Option, und auch die Verwertung von Wald- und Restholz könnte weiter gesteigert werden.

Differenziert zu bewerten ist die Solarenergie: Während Anlagen auf Dächern von Betriebsgebäuden kaum zu Konflikten führen, ist der Bau von Solaranlagen auf landwirtschaftlich genutzten Freiflächen problematisch; solche Installationen schmälern die Nahrungsmittel- und Futterproduktion und können sich ungünstig auf das Landschaftsbild und die Biodiversität auswirken.

Tourismusgebiete

Die Attraktivität einer touristisch genutzten Region kann sich durch Anlagen zur Energiegewinnung aus erneuerbaren Quellen je nach Situation verbessern oder verschlechtern. Wo die Landschaft bereits stark durch technische Anlagen geprägt ist, werden Anlagen zur Energiegewinnung weniger störend wahrgenommen als in naturnaheren Gebieten. Dies gilt insbesondere für die Windenergie: Windturbinen können je nachdem als Störfaktoren wahrgenommen werden oder als Elemente mit grosser Symbolkraft.

Die Akademien empfehlen ein differenziertes Vorgehen: In stark genutzten Tourismusgebieten macht ein relativ starker Ausbau der erneuerbaren Energieproduktion Sinn; in Regionen mit naturnahem Landschaftsbild hingegen sollte der Ausbau zurückhaltend erfolgen.

Geschützte und unproduktive Gebiete

An geschützten Orten oder in unerschlossenen Hochlagen führt der Bau von Energieanlagen fast immer zu Konflikten. Dies ist brisant, machen diese Gebiete doch rund 40 % der Landesfläche aus. Die Akademien empfehlen daher, in diesen Gebieten frei stehende oder grössere Anlagen erst dann zu bauen, wenn das Potenzial in nicht geschützten oder bereits erschlossenen Gebieten weitgehend ausgeschöpft ist.

Wird die erneuerbare Energieproduktion längerfristig so stark gesteigert, wie dies im Ausbauszenario skizziert wird, lässt sich die Energieproduktion in geschützten oder unproduktiven Gebieten jedoch nicht umgehen. Damit eine differenzierte Interessensabwägung vorgenommen werden kann, braucht es eine klare Unterteilung der Landschaft. Während in den «Vorranggebieten» des Natur- und Landschaftsschutzes nach Ansicht der Akademien vollständig auf die Erstellung von Anlagen verzichtet werden sollte, können solche Installationen in Pärken, in denen die nachhaltige Entwicklung im Vordergrund steht, durchaus Sinn machen.

Ausblick

Die Akademien der Wissenschaften Schweiz haben mit ihrem Bericht kein ausgereiftes Konzept vorgelegt, wie die anstehenden Raumnutzungskonflikte gelöst werden können. Sie zeigen aber Wege auf, wie mit diesen Konflikten umgegangen werden könnte.

Die vorgeschlagenen Instrumente und Massnahmen lassen sich jedoch nur umsetzen, wenn alle Beteiligten eine intensive Diskussion über die anstehenden Probleme führen. Dazu braucht es von allen Seiten die Bereitschaft, Kompromisse einzugehen. Angesichts der teilweise diametral unterschiedlichen Positionen, welche die einzelnen Interessengruppen vertreten, wird dies keine einfache Aufgabe sein.

Literatur

Akademien der Wissenschaften Schweiz: Lösungsansätze für die Schweiz im Konfliktfeld erneuerbare Energien und Raumnutzung, 2012

Link

Website der Akademien der Wissenschaften Schweiz:
www.akademien-schweiz.ch

Angaben zum Autor

Dr. Felix Würsten ist freischaffender Wissenschaftsjournalist in Zürich und schreibt unter anderem für die Akademien der Wissenschaften Schweiz.

mail@felix-wuersten.ch

Meinungsbildend sind hauptsächlich politische und technologische Entscheidungen. Die Akzeptanz in der Gesellschaft hängt von drei Parametern ab: der politischen Unterstützung, der sozialen und technischen Machbarkeit sowie dem Vertrauen in den neuen Umgang mit Energie. Vor jeder Entscheidung muss den verschiedenen Schichten der Bevölkerung die Möglichkeit gegeben werden, sich an der Energiedebatte zu beteiligen, um damit alle Beteiligten mit einzubeziehen. Cr

Die überwiegende Zahl der Netzprojekte bilden heute Umbauten, Spannungs- und Kapazitätserhöhungen oder der Ersatz von Anlagen. Diese Vorhaben sind durch den Verzicht auf ein Plangenehmigungsverfahren oder zumindest ein vereinfachtes Plangenehmigungsverfahren deutlich zu beschleunigen, kommt es doch in diesen Fällen nur zu geringen baulichen Veränderungen. In diesem Punkt benötigt das Konzept des Bundes daher eine Ergänzung.

Weiter geht durch den Wechsel der Leitbehörde vom Eidgenössischen Starkstrominspektorat (ESTI) zum Bundesamt für Energie heute ausserordentlich viel Zeit verloren. Der VSE schlägt deshalb vor, die Kompetenzen auf eine Behörde – das ESTI – zu konzentrieren, wie dies bereits der Fall war, bevor das Koordinationsgesetz und die damit zusammenhängende Teilrevision des Elektrizitätsgesetzes erlassen wurde.

Neben schnelleren Verfahren ist es entscheidend, dass die Netzbetreiber bei ihren Investitionen Rechtssicherheit besitzen. Deshalb braucht es klare, verbindliche Kriterien, wann eine Leitung als Freileitung oder als Kabel gebaut werden soll. Zudem muss feststehen, dass die Kosten von smarten Netztechnologien von der Elektrizitätskommission anerkannt werden.

Der VSE ist überzeugt, dass mit diesen Anpassungen eine Gesetzgebung entsteht, die im Netzbereich eine zuverlässige Stromversorgung auch morgen ermöglicht.

BDP: «Ganzheitlicher 
Ansatz fehlt»

Die Bürgerlich-Demokratische Partei der Schweiz begrüsst die vom Bundesrat vorgeschlagenen Massnahmen grundsätzlich. Die BDP fordert die Energieeffizienz aber nicht nur im Strombereich, sondern auch bei allen anderen Energieträgern. Ebenso müssen Massnahmen im Bereich der Speicherung ergriffen werden, damit die Förderung von erneuerbaren Energien zielführend ist. Die BDP vermisst ausserdem Konkretisierungen zur zweiten Etappe der Energiestrategie 2050.

CVP: «Erster Schritt in 
die richtige Richtung»

Die CVP erachtet den Ausstieg aus der Kernenergie und den damit verbundenen Ausbau der Energieproduktion aus erneuerbaren, einheimischen Energiequellen als Chance für die Schweiz. Durch die Energieproduktion können die regionale Wirtschaft gestärkt und Arbeitsplätze geschaffen werden. Kernelement der Energiestrategie muss die Steigerung der Energieeffizienz sein. Diese darf aber nicht so ausgestaltet werden, dass sie die wirtschaftliche oder soziale Entwicklung einschränkt und zu neuen Disparitäten führt. In der Schweiz spielt die Industrie eine wichtige Rolle. Der Ausstieg aus der Kernenergie darf diesen wichtigen Bereich nicht benachteiligen.

Economiesuisse: «Wirtschaftliche Sackgasse»

Für Economiesuisse sind die Grundlagen der Energiestrategie 2050 unsolide und volkswirtschaftlich gefährlich. Die Vorlage des Bun­desrats führt in eine wirtschaftliche Sackgasse. Der Dachverband der Schweizer Wirtschaft kann die Energiestrategie 2050 nicht mittragen, da der vorgeschlagene Mix aus Regulierung, Subventionen, Steuererhöhungen, Planungseingriffen und Bürokratie nicht zielführend sei und die Wettbewerbsfähigkeit der Schweiz stark gefährde. Die Wirtschaft fordert deshalb eine gründliche Überarbeitung der Vorlage in Einklang mit einer liberalen Wirtschaftsordnung.

FPD: «Keine ausufernden Subventionen»

Die FDP unterstützt eine Neuausrichtung der Energiepolitik, lehnt aber ausufernde Subventionen und Technologieverbote ab, wie sie die Energiestrategie 2050 des Bundesrates beinhaltet. Vielmehr fordert die FDP die Umsetzung einer neuen Energiepolitik unter stabilen und marktorientierten Rahmenbedingungen. Ohne Transparenz bei den volkswirtschaftlichen Kosten der Energiewende laufen wir Gefahr, dass diese aus dem Ruder läuft und Arbeitsplätze im bereits unsicheren wirtschaftlichen Umfeld verloren gehen.

Gemeindeverband: «Dezentraler Ansatz nötig»

Gemäss Gemeindeverband ist für das gute Gelingen der Energiewende ein enger Einbezug der Gemeinden in die Politik des Bundes und der Kantone absolut zentral. Diesem Umstand wird in der vorliegenden Vorlage zu wenig Rechnung getragen. Der Gemeindeverband verlangt deshalb dringend ein klares und systematisches gesetzliches Bekenntnis des Bundes zu einer dezentralen Energiepolitik, welches ausdrücklich auch eine enge Zusammenarbeit mit den Gemeinden in den für sie relevanten Bereichen vorsieht.

Gewerbeverband: 
«Kein Zwang»

Der Schweizerische Gewerbeverband begrüsst die markante Erhöhung der Energieeffizienz sowie den Ausbau der erneuerbaren Stromproduktion. Gleichzeitig stellt er aber auch grossen Optimierungsbedarf in der Vorlage fest und lehnt Gebrauchsvorschriften, Zwang und Technologieverbote ab. Die Verbindung von Klima- und Energiepolitik muss ein vorrangiges Ziel der Energiestrategie sein, das nur mit marktwirtschaftlichen Mitteln zu erreichen ist.

Grüne: «Scheinwende 
droht»

Die Grünen unterstützen die Stossrichtung der Energiestrategie 2050. Allerdings fehlen verbindliche Abschalttermine für die bestehenden AKW. Ausserdem muss bei den Massnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz und zur Förderung der erneuerbaren Energien deutlich nachgebessert werden. Andernfalls wird aus der Energiewende eine «Scheinwende».

Kantone: «In den Grundsätzen mitgetragen»

Die Energiestrategie 2050 des Bundes wird in den Grundsätzen von den Kantonen mitgetragen. Die Umsetzung der Energiestrategie wird strukturelle Konsequenzen haben. Deshalb ist auf die Steuerung über marktwirtschaftlich orientierte Instrumente hinzuarbeiten. Die erste Etappe der Energiepolitik 2050 basiert in erster Linie auf der 
Stärkung bekannter Massnahmen und leitet nur ansatzweise eine neue 
Energiepolitik ein. Verschiedene politische Entscheide (zweiter Marktöffnungsschritt im Strommarkt, bilaterales Stromabkommen, diverse Volksinitia­tiven) werden bis 2020 die Energiepolitik massgeblich prägen. Die Kantone sind der Ansicht, dass bereits in der ersten Etappe klarere Schritte in die Richtung einer strategieorientierten Energiepolitik gemacht werden sollen. Die wachsende Bedeutung der dezentralen Energieproduktion verlangt auch in 
Zukunft eine föderalistische Energie­politik.

Städteverband: 
«Richtige Richtung»

Der Schweizerische Städteverband unterstützt die Stossrichtung der Energiestrategie 2050. Angesichts der zahlreichen Städte und Gemeinden, die mit der Umsetzung der Energiewende längst begonnen haben, verlangt der Städteverband jedoch einen stärkeren Einbezug der kommunalen Ebene in die Energiepolitik. In verschiedenen Einzelfragen vermisst der Verband zudem eine Gesamtenergiebetrachtung.

Travail Suisse: 
«Schnellere Umsetzung»

Die Gewerkschaft Travail Suisse begrüsst die Stossrichtung der Energiestrategie 2050, die auf Energieeffizienz und den Ausbau der erneuerbaren Energien setzt. Die angestrebten Ziele sollten indes schneller umgesetzt werden. Die Schweiz könnte damit im Bereich der Cleantech wieder eine Vorreiterrolle einnehmen. Innovation und Beschäftigung würden gefördert.

SVP: «Energiestrategie 2050 führt ins Abseits»

Die SVP lehnt die Vorschläge des Bundesrates entschieden ab und fordert mit ihrem Gegenkonzept eine realistische Energiepolitik, welche eine Versorgung mit genügend, kostengünstiger, möglichst unabhängiger und sicherer Energie garantiert. Die SVP verlangt vom Bundesrat zudem, dass er eine detaillierte Gesamtschau über alle Phasen der Energiestrategie auf den Tisch legt, was im vorliegenden Entwurf in keiner Art und Weise der Fall ist. Der komplette Massnahmenkatalog, wie auch die nötigen gesetzlichen Anpassungen sind alle unter ein referendumsfähiges Rahmengesetz zu stellen, damit das Volk demokratisch darüber befinden kann.

Umweltverbände: «Klar hinter der Energiestrategie»

Die Umweltallianz unterstützt den Bundesrat in den Zielsetzungen der Energiestrategie 2050. Sie stellt sich klar hinter dieses Generationenprojekt. Voraussetzung für den Energieumschwung ist ein effizienter Strommix aus 100% einheimischen und erneuerbaren Quellen bis spätestens 2035, schreiben Greenpeace Schweiz, Pro Natura, Schweizerische Energiestiftung SES, WWF Schweiz und VCS Verkehrs-Club der Schweiz. Der Weg zu diesem für die Schweiz lohnenden Zwischenziel ist realistisch und machbar – mit verbindlichen AKW-Abschaltdaten und ohne Abstriche beim Klima- und Naturschutz.

VSE: «Nachbesserungen nötig»

Der VSE unterstützt die Stossrichtung der Energiestrategie 2050, welche verstärkt auf Effizienz und Nachhaltigkeit hinzielt. Die Vorlage selbst ist zu überarbeiten und in wesentlichen Punkten zu erweitern. Statt isolierter Einzelmassnahmen muss der Ausbau von Produktion, Netz und Speicherung abgestimmt erfolgen. Kostensolidarität im Stromnetz und die Förderung der Gesamtenergieeffizienz nach dem Verursacherprinzip sind notwendig. Anstelle von Einsparquoten für Stromlieferanten fordert der VSE in seinem Alternativvorschlag Effizienzzielvereinbarungen für KMU. Das KEV-System ist zu entbürokratisieren, und anstelle einer Förderung nach dem Prinzip «produce and forget» sind Anreize für eine nachfragegerechte Produktion mit Erneuerbaren zu schaffen, welche die Rolle der einheimischen Wasserkraft nicht infrage stellen. Von Subventionen fossiler Energien ist abzusehen, gefordert sind stattdessen gleich lange Spiesse für Wärmekraftkoppelungsanlagen und Gaskombikraftwerke.

Zusammenstellung: N. Mäder

Link

Sämtliche Stellungnahmen sind abrufbar unter:
www.energiestrategie2050.ch