Bern erneuerbar! - Ein Kanton unterwegs zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien\nDie Seite wird erstellt Horst-Peter Busch\n1/88 Bern erneuerbar! Ein Kanton unterwegs zur Vollversorgung mit erneuerbaren Energien DR. RUDOLF RECHSTEINER, BASEL April 2008 Im Auftrag der Grünen Kanton Bern\n2/88 1. EXECUTIVE SUMMARY Der Kanton Bern besitzt alle Voraussetzungen, um sich in Zukunft aus erneuerbaren Energien voll zu versorgen. Allein bei der Stromerzeugung betragen die einfach erschliessbaren Potentiale bis 2030 ohne nennenswerte Beanspruchung von Landschaften mehr als 15000 GWh oder rund das Fünffache des Ersatzbedarfs (3200 GWh oder ungefähr Produktion von Mühleberg). Berechnet man die technischen Potentiale von Wind, Sonne und Geothermie, so liesse sich 250 mal mehr Strom erzeugen als der Kanton Bern derzeit verbraucht.\nDie erneuerbaren Energien befinden sich weltweit auf einer dynamischen Aufholjagd, mit jährlichen Zuwachsraten der Neuinstallationen von 30% bis 50% (Wind und Sonne). Viele erneuerbare Energien und nahezu alle Investitionen in die Energieeffizienz sind heute wirtschaftlich, wenn man die Gestehungskosten über den Lebenszyklus der Anlagen rechnet. Wo dies noch nicht der Fall ist – Photovoltaik – versprechen Massenproduktion und Innovation eine rasche Verbilligung bis zur Wettbewerbsfähigkeit schon im nächsten Jahrzehnt, also innerhalb der Frist, während der die Atomlobby den CH‐Atompark von 3200 MW auf 5900 bis 6900 MW verdoppeln möchte.\nDie Kosten der nichterneuerbaren Energien haben sich seit dem Jahr 2000 verdreifacht (Öl, Erdgas), verdoppelt (Kohle) bzw. verzehnfacht (Uran). Und die jüngste Entwicklung zeigt, dass der Ölpreis bei 100$ pro Fass nicht halt macht. Mit Energieeffizienz und erneuerbaren Energien sparen die Konsumentinnen und Konsumenten deshalb nicht bloss Energie, sondern auch Geld. Einheimische Energien = einheimische Wirtschaft Erneuerbare Energien und Energieeffizienz sind meistens einheimisch. Bauern, Gewerbe, mittelständische Betriebe und Industrie können profitieren; es entstehen neue lokale Wirtschaftszyklen, nicht zuletzt in ländlichen Regionen.\nDies ist bei den nichterneuerbaren Energien kaum der Fall. Mit erneuerbaren Energien erhält die Bevölkerung die Gewissheit, dass die Versorgungssicherheit tatsächlich gewährleistet ist. Weder Unfälle, Emissionen oder Abfälle belasten die Bevölkerung, noch besteht die Gefahr von Lieferrisiken oder Terroranschlägen. Kantonale Massnahmen „Bern erneuerbar“ setzt auf drei Stossrichtungen: • Im Gebäudesektor leistet die Energieeffizienz den grössten Beitrag; der Restbedarf lässt sich dann erneuerbar decken.\n• Im Verkehrssektor besteht die Lösung aus einem Mix aus öffentlichem Verkehr, Hybridfahrzeugen und erneuerbarem Strom. • Der Strom‐Mix wird breit diversifiziert und beruht ganz auf erneuerbaren Energien. Die Wasserkraftwerke werden modernisiert und ihre Leistung stärker auf Spitzenzeiten fokussiert. Bei den gesetzlichen Massnahmen stehen Verbrauchsstandards nach dem besten Stand der Technik, die Vereinfachung von Bewilligungsverfahren und ein kantonales Förderprogramm im Zentrum. Auf eidgenössischer Ebene sollten spätestens ab 2012 die geltenden Beschränkungen der Einspeisevergütung gänzlich beseitigt werden.\nAllenfalls könnte der Kanton Bern kantonale Einspeisevergütungen prüfen, um die erneuerbaren Energien schneller voran zu bringen.\n3/88 Drei mögliche Stromstrategien Strategie Zielsetzung Potentiale Bodenständig maximale Wertschöpfung im Kanton Bern 3696 GWh Europäisch maximale Gewinne dank europäischer Vernetzung 4779 GWh Innovativ Investition in Zukunftstechnologien (Photovoltaik, Geothermie) 3896 GWh Im Stromsektor sind die Handlungsspielräume sehr gross. Alle drei Strategien – bodenständig, europäisch oder innovativ – können mit der Wasserkraft zusammen den ganzen Bedarf abdecken. Auch ein Wachstum des Stromverbrauchs, bedingt durch die Umstellung von fossilen Fahrzeugen auf Strom, kann aus erneuerbaren Quellen voll gedeckt werden.\nWird 1 ha Dach‐ oder Bodenfläche pro Gemeinde solar genutzt, liefert dies 10% des Endverbrauchs an Elektrizität. Rolle der Elektrizitätswerke Eine spezielle Bedeutung hat die Geschäftsstrategie der Bernischen Kraftwerke (BKW). Die BKW sollten schon aus rein wirtschaftlichen Überlegungen a) Auf Kohle‐, Gas und Atomkraftwerke verzichten und b) in Windfarmen im In‐ und Ausland investieren oder c) die hohen Erträge aus dem Stromgeschäft verstärkt dem Kanton abliefern, damit sie für die Entwicklung der einheimischen Energien zur Verfügung stehen.\nWirtschaftlich als riskant erachtet wird die Beteiligung an Gas‐ und Kohlekraftwerken, weil ab 2013 CO2‐Emissionen in der EU kostenpflichtig werden. Zudem haben sich Gas, Kohle, Uran stark verteuert, ebenso Edelstahl und andere Metalle. Dies verschlechtert die Wirtschaftlichkeit der materialintensiven nichterneuerbaren Energien. Windfarmen sind deshalb zur kostengünstigsten Energie avanciert. Ihr Beitrag an die Stromversorgung sollte nicht länger ignoriert werden. Windimporte statt Atomimporte Der Erwerb von Windstrom im Ausland kombiniert mit einer stärker fokussierten Bewirtschaftung der bernischen Wasserkraft ist angesichts der neuen Preisverhältnisse naheliegend.\nDie Windenergie verdoppelt ihre Kapazitäten weltweit alle drei Jahre. Im europäischen Strom‐Mix dürfte ihr Anteil rasch von derzeit 4% auf 30‐50% ansteigen. Dadurch steigen die Preisausschläge für Spitzenenergie. Diversifikation = Sicherheit Auch ohne europäische Vernetzung – mit den Strategien „bodenständig“ und „innovativ“ – kann die Stromversorgung ganz auf erneuerbare Energien umgestellt werden. Die Versorgungssicherheit wird durch Diversifizierung verbessert. Diese Umstrukturierung ist in Europa in hohem Tempo im Gang, wie die Zuwachsraten bei Wind, Sonne und Biomasse belegen. Sie wird auch bei uns greifen, sobald die Einspeisevergütungen gelten.\nDie erneuerbaren Energien sind kostensicher, denn Wind und Sonne bleiben dauerhaft kostenlos. Die Umstellung auf erneuerbare Energien ist unaufhaltsam. Energieeffizienz + einfache Bewilligungsverfahren + Nutzflächen + Einspeisevergütungen = saubere und sichere Versorgung!\n4/88 1. EXECUTIVE SUMMARY . . 2 2. 100‐$‐ERDÖL: ENERGIEPOLITIK AM WENDEPUNKT . . 6 100‐$‐ERDÖL UND GASKRAFT . 7 100‐$‐ERDÖL UND STROM AUS KOHLE . 11 100‐$‐ERDÖL UND ATOMKRAFT . 12 AUSWIRKUNGEN DER CO2‐POLITIK AUF DIE STROMERZEUGUNG . 16 100‐$‐ÖL UND ERNEUERBARE ENERGIEN . 18 ERFOLGE DANK EINSPEISEVERGÜTUNGEN . 20 PHOTOVOLTAIK . 22 SOLARSTROM OHNE SOLARZELLEN . 24 ENERGIEEFFIZIENZ ALS BACKSTOPP‐TECHNIK . 24 GROSSE POTENTIALE IN DER WÄRMETECHNIK . 25 IMPULSE IM VERKEHR . 25 3. FOKUS SCHWEIZ . . 28 BEABSICHTIGTER AUSBAU DER ATOMKRAFT . 28 VERÄNDERUNG DER POLITISCHEN MEHRHEITEN . 34 TRÄGER DES WACHSTUMS .\n37 4. FOKUS BERN . . 38 VERKEHR . 38 GEBÄUDE, DIENSTLEISTUNGEN, INDUSTRIE UND LANDWIRTSCHAFT . 38 STROMSEKTOR . 39 5. QUANTIFIZIERUNG DES BEDARFS FÜR DEN KANTON BERN . . 43 6. POTENTIALE DER ERNEUERBAREN ENERGIEN . . 45 BIOMASSE . 45 KEHRICHTVERSTROMUNG . 46 WINDENERGIE . 47 WINDIMPORT STATT ATOMIMPORT . 51 GEOTHERMIE . 53 PHOTOVOLTAIK . 54 WASSERKRAFT . 61 PUMPSPEICHERUNG KOMBINIERT MIT EUROPÄISCHER WINDENERGIE . 62 7. POTENTIALE DER ENERGIEEFFIZIENZ . . 64 EINSPARUNGEN DURCH BESTGERÄTESTRATEGIE . 65 EFFIZIENZRABATTE FÜR INDUSTRIE UND GEWERBE ‐ REDUKTION DER STANDBY‐VERLUSTE . 66 ERSATZ VON ELEKTRO‐WIDERSTANDSHEIZUNGEN .\n67 STROMERZEUGUNG MITTELS WÄRME‐KRAFT‐KOPPLUNG . 68 8. POTENTIALE IN DER GESAMTSCHAU . . 69 ÜBERSICHT UND UMSETZUNG . 70 OPTIONEN MIT HOHEN UMSETZUNGSCHANCEN . 71 OPTIONEN MIT MITTELFRISTIGEN UMSETZUNGSCHANCEN . 72 DREI MÖGLICHE STRATEGIEN . 74 WIRTSCHAFTLICHKEIT . 77\n5/88 9. ENERGIEPOLITISCHE AGENDA . . 78 10. ANHANG . . 85 MODELL EINER KANTONALEN PV‐FÖRDERUNG . 85\n6/88 2. 100‐$‐ERDÖL: ENERGIEPOLITIK AM WENDEPUNKT Die Energiepolitik befindet sich an einem Wendepunkt. Die Erdölpreise sind im Winter 2007 erstmals auf über 100 $ gestiegen, angetrieben von der wachsenden Nachfrage bei global stagnierendem Angebot. Die Erdgaspreise folgen mit geringen Preisdifferenzen in der Regel dem Ölpreis. Erdgas eignet sich unter anderem als Treibstoff; seine Nachfrage orientiert sich deshalb an der Entwicklung des Verkehrssektors.\nErdgas und Erdöl dürften sich deshalb ungefähr im selben Ausmass weiter verteuern.\nFigur 1 der Anstieg der Ölpreise verspricht, anders als in den 70er Jahren, ein dauerhafter zu sein. Mehr als die Hälfte der weltweit verfügbaren, konventionellen Ölreserven sind verbraucht.1 Die Verteuerung der fossilen Energieträger hat die Rentabilität von Investitionen in erneuerbare Energien und Energieeffizienz schlagartig verbessert. Es wird in einem noch nie da gewesenen Ausmass weltweit in erneuerbare Energien investiert. Viele dieser Technologien treten damit erstmals in die Phase der Massenproduktion.\nFigur 2 2007 war im Bereich der erneuerbaren Energien erneut ein Rekordjahr.\nDie Investitionen stiegen von 30 Mrd. $ (2004) auf über 60 Mrd.$. (Quelle: REN/ RENEWABLES 2007 Global Status Report) Bisher anerkannte die Strombranche nur die Wasserkraft als leistungsfähige erneuerbare Kraftwerkstechnik. 1 Daten: BP Statistical Review of World Energy 2007, zum aktuellen Ölverbrauch siehe Colin Campbell, Aspo Ireland Newsletters www.peakoil.net\n7/88 Wasserkraft deckt heute rund 16% des weltweiten Strombedarfs; in den Industrieländern ist nur noch ein beschränkter Ausbau möglich. Anders bei den neuen erneuerbaren Energien: Das physische Potential der Windenergie ist rund 1000 mal, jenes der Sonnenenergie rund 40‘000 mal grösser als jenes der Wasserkraft. Gelingt es, einige Promille davon kommerziell zu erschliessen, können alle menschlichen Bedürfnisse umweltschonend und dauerhaft befriedigt werden. Es sind unerschöpfliche Ressourcen, so reichlich sind, dass auch ein tausendfach höherer Verbrauch zu sinkenden Kosten möglich ist. Der Preis von Wind‐ und Solarstrom besteht ausschliesslich aus Nutzungskosten: Finanzierung der Anlagen (zB.\nSonnenkollektoren, Solarzellen, Windturbinen), Kosten für Unterhalt, Pacht, Versicherung und Netzmanagement. Brennstoffkosten entstehen keine. Man spricht deshalb von Backstopp‐Techniken.\n100‐$‐ERDÖL UND GASKRAFT Der Ölpreis steht in einem direkten Zusammenhang mit den Strompreisen. In den letzten Jahren gehörten Gaskraftwerke zu den am häufigsten verkauften Anlagen zur Stromerzeugung, gefolgt von Windkraft und Kohle. Der Anstieg der Ölpreise wirkt sich im Umfang des Gasanteils auch auf den Strompreis aus. Figur 3 In Europa wurde stark in Gaskraftwerke investiert. Wind steht auf Platz 2. Die Erhöhung der Gaspreise macht den Ausbau der Windenergie noch attraktiver. (Grafik: EWEA) Ein Ölpreis von 100 $ pro Fass entspricht rund 70 Rappen pro Liter.2 Ein Liter Erdöl enthält 10 kWh (Wärmeinhalt); 100$‐Erdöl entspricht somit einem Preis von 7 Rappen pro kWh (Wärmeinhalt).\nUm 1 kWh Strom zu erzeugen braucht es mindestens 3 kWh Dieselöl (Ölkraftwerk, Wirkungsgrad ca. 33%), aber nur 1,7 kWh Erdgas (Gasturbinen‐Kraftwerk mit hohem Wirkungsgrad, derzeit max. 59%). Bei 100$‐Öl kosten somit die Brennstoffkosten für Ölkraftwerke über 20 Rp./kWh; mit Erdgas (zum Ölpreisäquivalent von 100$) kommen die Brennstoffkosten auf mindestens 11 Rp./kWh (in älteren Anlagen mehr).\n2 100 $ = 110 SFR; 1 barrel =159 l\n8/88 Dazu kommen die Kapital‐ Unterhalts‐ und Personalkosten des Kraftwerks und die Emissionsgebühren (CO2‐Abgaben, Emissions‐Zertifikate usw.). Geht man davon aus, dass Gaskraftwerke rund 3 Rp./kWh Kapital‐ und Betriebskosten aufweisen, so wird diese Technik bei einem Gaspreis von 7 Rp./kWh wirtschaftlich uninteressant für die Grundversorgung. Gestehungskosten für Strom aus Gaskraftwerken bei 100 $Erdöl Brennstoffkosten bei Gasturbine mit 59% Wirkungsgrad 11 Rp./kWh Kapitalkosten, Betrieb und Unterhalt 3 Rp./kWh CO2‐Abgabe von SFr.\n35/t CO2 (oder Kompensation) >1 Rp./kWh3 Gestehungskosten pro kWh aus Gaskraftwerken > 15 Rp./kWh Einspeisevergütungen für Windenergie in Europa Figur 4 Einspeisevergütungen für Windstrom in Europa 2006; (60 €/MWh= 6 €Cents/kWh; Grafik: EREF) Die Kosten der Windenergie in Europa lassen sich aus den aktuellen Einspeisevergütungen ableiten. Es werden nämlich nur rentable Projekte realisiert, also solche, die sich mit den geltenden Einspeisevergütungen rechnen. Die Vergütungen für Windstrom lagen 2006 zwischen 5 und 9 Euro‐ 3 Für Gaskraftwerke gelten seit 2008 in der Schweiz besonders strenge CO2‐Kompensationsbestimmungen.\nÜber die Höhe dieser Kosten ist wenig bekannt, denn die einzelnen Massnahmen werden in einem Vertrag mit dem Bundesamt für Umwelt (Bafu) festgelegt und sind nicht transparent. Weil verschiedene Schweizer Kraftwerkbetreiber ihre Bauabsichten inzwischen revidiert haben ist es sicher richtig zu sagen, dass die spezifischen Kosten höher liegen als die CO2‐Abgabe von 1,1 Rp./kWh.\n9/88 Cent/kWh4 und entsprechen 8‐ 14 Rp./kWh5 . Windstrom liegt damit heute bereits unter den Gestehungskosten für Strom aus Erdgas, auch wenn man davon ausgehen muss, dass der Anstieg der Stahlpreise auch die Windturbinen etwas verteuert hat. Erdgas muss in Zukunft – wegen der Konvergenz der fossilen Energiepreise – mit der Zunahme des grenzüberschreitenden Gashandels – in ganz Europa zum Preisäquivalent von Erdöl beschafft werden. Die Einspeisevergütungen für Windenergie gelten für Neuanlagen in den ersten 10‐20 Jahren ab Erstellung. Danach werden sie aus der festen Vergütung entlassen, die Turbinen produzieren aber auch dann noch für weitere Zeit Strom und stehen nicht am Ende ihrer Nutzungszeit.\nIhre Lieferungen erhalten dannzumal den Marktpreis. Wie die Verhältnisse im Ausland zeigen, drückt starker Wind auf den Marktpreis, weil teure Gaskraftwerke aus dem Netz genommen werden. Von der Wasserkraft weiss man, was das heisst: Strom aus abgeschriebenen Anlagen kostet 2‐3 Rp./kWh (davon rund 1 Rp./kWh Wasserzins) ; am geöffneten Strommarkt beträgt der Erlös derzeit 7‐12 Rp./kWh, in Spitzenzeiten noch mehr.6 Ist die Abschreibungsfrist durchschritten, werden auch Windkraftwerke zu solchen Cash Cows. Der Gestehungspreis pro kWh über den gesamten Lebenszyklus dürfte nur etwa zwei Drittel der anfänglichen Einspeisevergütung betragen.\nJe stärker der Wind an einem Standort, desto schneller wird die Abschreibungsfrist durchschritten.\n4 EREF: European Renewable Energies Federation (EREF): Prices for Renewable Energies in Europe:Feed in Tariffs versus Quota Systems – a comparison Report 2006/2007 E R E F 5 Ausnahme: Italien, wo ein teures Zertifikatesystem den Preis für Windenergie künstlich hoch hält. 6 Bei der Atomenergie ist es gerade umgekehrt: nachdem ein AKW abgeschaltet ist, verbleiben Entsorgungskosten und Risiken über Hunderte oder Tausende von Jahren, für die am Ende die Allgemeinheit aufkommen muss.\n10/88 Figur 5 Aufwand und Ertrag von Kraftwerken mit erneuerbaren Energien im Zeitverlauf Die erneuerbaren Energien arbeiten mit hohen Einstiegskosten zu Beginn (Kapitalbeschaffung, Zinsen, Amortisation).\nSind die Abschreibungen nach 15 bis 20 Jahren getätigt und ist das Fremdkapital getilgt, folgt für die Investoren das Goldene Ende. Kann das Wasser‐, Wind‐ oder Solarkraftwerk über die reguläre Abschreibungsfrist hinaus weiter betrieben werden, entstehen während Jahren oder Jahrzehnten hohe Gewinne. Die Finanzierungskosten fallen dann weg, Brennstoffkosten entstehen keine und die variablen Kosten umfassen lediglich Betrieb und Unterhalt. Ein Entsorgungsproblem mit Kostenfolgen besteht bei erneuerbaren Energien ebenfalls nicht, ebenso wenig gibt es CO2‐ Emissionen oder langlebige Abfälle. Windkraftwerke werden heute auf 15 bis 20 Jahre kalkuliert und finanziert, laufen aber häufig länger als 20 Jahre.\n11/88 100‐$‐ERDÖL UND STROM AUS KOHLE Seit dem Anstieg der Ölpreise diversifizieren viele Stromerzeuger verstärkt in Richtung Kohle, ganz besonders in China und Indien. Kohle hat aber ihre eigene Risiken: Es gelten zwar tiefere Brennstoffkosten als bei Öl und Gas, doch auch die Kohlepreise steigen an, die leicht erschliessbaren Reserven werden häufig überschätzt7 und im Rahmen des Emissionshandels ist mit steigenden CO2‐ Preisen zu rechnen. Figur 6 Kohlepreise Europa und Preisentwicklung von Kohlekraftwerken (Quellen: BP/BWE)8 Kohle ist heute die einzige Technik, welche der Windenergie preislich noch Paroli bieten kann.\nDoch für Neuanlagen gilt auch dies immer weniger. Für Investoren bestehen bedeutende Risiken: • Die Kohlepreise tendieren nach oben.\n• Der Preis neuer Kohlekraftwerke ist, bedingt durch die steigenden Stahlpreise, stärker angestiegen als der Preis von neuen Windturbinen. • Kohle weist pro Energieeinheit den höchsten CO2‐Gehalt auf. Die Europäische Union hat im Januar 2008 angekündigt, dass die CO2‐Emissionsrechte im europäischen Emissionshandel ab 2013 versteigert und nicht mehr verschenkt werden.9 Bisher hat der Emissionshandel wegen zu hoher Zertifikate‐Ausgaben den Kohlestrom nur unwesentlich verteuert. Die Betreiber wurden eher noch belohnt – wegen der gratis verschenkten Zertifikate. Dies wird sich in der EU ab 2013 ändern.\nEs verwundert nicht, dass die etablierten Stromkonzerne (Eon, RWE, Electricité de France10 , British Energy) Richtung Windenergie diversifizieren. 7 Werner Zittel/Jörg Schindler: COAL: RESOURCES AND FUTURE PRODUCTION, Energy Watch Group 2007 8 Quelle: Handelsblatt, abgedruckt in: Stellungnahme des Bundesverband WindEnergie (BWE) zum EEG‐Referentenentwurf Berlin 14.11.2007 9 Proposal for a DECISION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on the effort of Member States to reduce their greenhouse gas emissions to meet the Community’s greenhouse gas emission reduction commitments up to 2020 10 Die Electricité de France hat im Frühjahr 2008 kund getan, den spanischen Stromkonzern Iberdrola kaufen zu wollen.\nIberdrola ist der weltweit grösste Betreiber und Besitzer von Windfarmen mit einem Bestand von rund 10 GW Windenergie und neuen Projekten im Umfang von über 40 GW, siehe Windpower Monthly Magazine March 2008 p. 35)\n12/88 100‐$‐ERDÖL UND ATOMKRAFT Die Atomlobby kündigt seit einigen Jahren eine Renaissance an. Tatsächlich jedoch stagnieren die Kapazitätserweiterungen auf tiefem Niveau. Der Bestand an Atomreaktoren ist überaltert und der Marktanteil rückläufig. Sogar die atomfreundliche Neue Zürcher Zeitung spricht von einer „sterbenden Branche“.11 Figur 7 Entwicklung der Anzahl Atomreaktoren und des Marktanteils am Stromverbrauch, weltweit (Daten IAEA) Wie bei Öl und Gas besteht auch beim Brennstoff Uran ein Kostenrisiko, und zwar hinsichtlich Beschaffung wie auch Entsorgung. Dazu kommen hohe Risiken bei der Betriebssicherheit.\nPassiert irgendwo auf der Welt ein weiterer grosser Unfall wie in Tschernobyl, oder ein Terroranschlag , dann droht vielen Betreibern die Schliessung der Anlage.\nFigur 8 Entwicklung der Uranpreise (Quelle: Cameco12) 11 Neue Zürcher Zeitung 25.1.2008 12 Cameco: Uranium Price, Long term history, http://www.cameco.com/investor_relations/ux_history/complete_history_long_t erm.php\n13/88 Die Uranpreise haben sich wegen der Verknappung des Angebots in den letzten fünf Jahren verzehnfacht. Die Ressourcenbasis für einen starken Ausbau des nuklearen Kraftwerkparks ist ohne Schnellen Brüter nicht gegeben. Schnelle Brüter – sie produzieren mehr spaltbares Material (Plutonium) als sie verbrauchen – sind aber nirgends auf der Welt kommerziell in Betrieb und bilden für sich ein grosses Risiko.\nWäre neue Atomkraftwerke Atomenergie so billig wäre wie ihre Vertreter es behaupten (die Axpo spricht von völlig unrealistischen 4‐6 Rp./kWh13 ), wäre weltweit ein Bauboom im Gang. In Wirklichkeit gilt das Gegenteil: Atomenergie für Investoren nach wie vor unattraktiv. Und wo doch in Atomkraftwerke investiert wird, geschieht dies nur dank Subventionen verschiedenster Art. Es häufen sich zwar Absichtserklärungen, man wolle neue Atomkraftwerke prüfen, tatsächlich aber gehen nur sehr wenige neue Atomkraftwerke in Bau.\nFigur 9 Windenergie boomt, Atomenergie stagniert (Quelle: IAEA/PRIS; Windpower Monthly) Die Gründe für die Stagnation der Atomenergie fasste die Neue Zürcher Zeitung in einem Bericht über die britische Atomindustrie wie folgt zusammen: „Dass die heutigen Zusagen der Regierung allerdings bereits schon ausreichen, um der Kernenergie in Grossbritannien zu einer neuen Renaissance zu verhelfen, darf bezweifelt werden. Mit dem grünen Licht für den Bau von neuen Atomkraftwerken werden zwar auch der Planungsprozess und die Lizenzierung vereinfacht. Dennoch fehlen bis anhin die ökonomischen Voraussetzungen; das politische Ja ist damit noch blutlos.\nAnders als in Frankreich, wo die Atomstrom‐ Produzenten Subventionen erhalten, will die britische Regierung die neuen Atomkraftwerke auf rein privatwirtschaftlicher Basis bauen. Bei Erdölpreisen von 100 Dollar dürfte sich das rechnen. Doch die Energiepreise können fallen, und die Unternehmen werden auf langfristigen Preis‐ oder Abnahmegarantien beharren, bevor sie die milliardenschweren 13 Axpo Studie «Stromperspektiven 2020», Strom für heute und morgen S. 83\n14/88 Investitionen tätigen. Genau diese Garantien gibt es aber nicht. Zudem besteht für die Firmen keine sichere Kalkulationsbasis für die Kosten der Stilllegung der Kraftwerke am Ende ihrer Lebenszeit sowie der Entsorgung des Atommülls. Bevor die Energieunternehmen investieren, werden sie ferner auch sicher sein wollen, dass das Bekenntnis zur Atomenergie mehrere Parlamente überlebt und nicht plötzlich mit einem Kurswechsel zu rechnen ist.“ 14 Ein Teil des Problems besteht darin, dass die Atomenergie Preisnehmerin ist: sie liefert Bandenergie, die sich bei tiefen Preisen nicht abstellen lässt.\nWindet es stark, verdrängt die Windenergie die teuren Kraftwerke aus dem Markt (sog. merit‐order‐Effekt). Die Marktpreise sinken mit steigendem Windanteil unter die Gestehungskosten jener Grundlastkraftwerke, die sich nicht regulieren lassen. Kohle‐ und Atomkraftwerke sind davon betroffen, was den permanenten Propagandakrieg gegenüber den erneuerbaren Energien erklärt.\nGaskraftwerke weisen demgegenüber geringe Fixkosten auf und können die neuen erneuerbaren Energien massgeschneidert ergänzen (gleich wie Speicher‐ und Pump‐Speicherkraftwerke mit Wasserkraft). Der Windboom verträgt sich deshalb gut mit Wasserkraft und Reserve‐Kraftwerken auf Erdgasbasis. Werden Gaskombikraftwerke nur während kurzen (Spitzen‐)Zeiten zugeschaltet, in denen der Markt hohe Preise hergibt, kann ihr Betrieb noch dann profitabel sein, wenn die Gaspreise recht hoch sind. Kohle‐ und Atomenergie werden von den erneuerbaren Energien hingegen schneller verdrängt, weil sie Strom zu den „falschen“, unrentablen Zeiten liefern, wenn der Wind stark bläst oder die Sonne scheint.\nFigur 10 In den USA liegen die Kosten für Windstrom meistens unter den Strom Grosshandelspreisen. Auch in den USA findet der WindBoom statt. (Quelle: Wyser / Bollinger, Department of Energy, Washington 2006)15 Windenergie ist heute in den USA halb so teuer wie Atomstrom, dessen Kosten (ohne Haftung und Endlagerung) in einer umfassenden US‐Studie auf 8,3 bis 11,1 Cents/ kWh beziffert wurden.16 Diese Zahlen aus atomfreundlichen Kreisen dürften um mindestens ein Drittel zu tief liegen, weil sie die gestiegenen Uran‐ und Stahlpreise nicht berücksichtigen, noch die erheblichen Bauverzögerungen und Kostenüberschreitungen beim Bau der jüngsten Reaktor‐Generation.\nWegen der langen Bauzeiten für neue Atomkraftwerke macht es für viele Investoren Sinn, lieber auf neue Windturbinen ein oder zwei Jahre zu warten als sich im Bau von neuen Atomkraftwerken zu engagieren, welche, 14 Neue Zürcher Zeitung 25.1.2008 15 Ryan Wiser, Mark Bolinger: Annual Report on U.S. Wind Power Installation, Cost, and Performance Trends: 2006, May 2007 ed. US Department of Energy, p. 13 16 The Keystone Center: NUCLEAR POWER JOINT FACT‐FINDING, June 2007, Washington DC\n15/88 wenn diese dann in zehn oder fünfzehn Jahren fertig gebaut sein sollten, preislich nicht sicher konkurrenzfähig sein werden. Ein Beispiel für Bau‐ und Kostenüberschreitungen liefert das von der Atombranche hochgelobte Werk in Olkiluoto: “Flawed welds for the reactor's steel liner, unusable water‐ coolant pipes and suspect concrete in the foundation already have pushed back the delivery date of the Olkiluoto‐3 unit by at least two years…. Olkiluoto‐3, the first nuclear plant ordered in Western Europe since the 1986 Chernobyl disaster, is also more than 25 percent over its 3 billion‐euro ($4 billion) budget.\nIf Finland's experience is any guide, the ``nuclear renaissance'' touted by the global atomic power industry as an economically viable alternative to coal and natural gas may not offer much progress from a generation ago, when schedule and budgetary overruns for new reactors cost investors billions of dollars.“ 17 Der (atomfreundliche) US‐Energie‐Publizist Ken Silverstein hat die nie richtig begonnene Atomrenaissance bereits wieder abgeblasen: „Nuclear Energy Slows Down: While nuclear developers are doing the necessary groundwork to build, they still have not committed themselves. Most immediately, the credit markets are weak and the cost of raw materials such as cement, copper and steel is expensive.\nThose dynamics have caused Berkshire Hathaway's MidAmerican Energy to put off developing a nuclear plant in Idaho as well as South Carolina Electric & Gas to postpone submitting a combined license application to federal regulators… When the first applications were submitted in 2007, the developers had estimated the cost to construct to be in the $4 billion to $6 billion range. Now, though, the price is in the $7 billion to $8 billion range ‐‐ the single greatest factor causing MidAmerican to get cold feet”.\n18 Kostenexplosion US-Atom-Reaktoren Keystone-Report: US Nuclear Power Joint Fact-Finding, June 2007 Figur 11 Nicht der Unfall von Tschernobyl brachte die Erstellung von USAtomkraftwerken zum Erliegen, sondern die bereits zuvor eingetretenen Kostenüberschreitungen (Quelle: Keystone Center)19 17 Alan Katz: Nuclear Bid to Rival Coal Chilled by Flaws, Delay in Finland, Bloomberg 5.September 2007; zu Olkiluoto siehe auch: Areva, “First Half 2006 Financial Results,” Press Release on Sept. 27, 2006 und Nucleonics Week, “Host of Problems Caused Delays at Olkiluoto‐3, Regulators Say,” Sept. 13, 2006, pp 3‐8.\n“The original contract cost was $2,350/kW, and current overrun estimates yield a final cost as high as $3,750/kW.” http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=20601087&sid=aFh1ySJ.lYQc&refer=home 18 Ken Silverstein, EnergyBiz Insider: Nuclear Energy Slows Down, March 14, 2008, http://www.energycentral.com/centers/energybiz/ebi_detail.cfm?id=477 19 The Keystone Center: NUCLEAR POWER JOINT FACT‐FINDING, June 2007, Washington DC, S.31 http://www.keystone.org/spp/documents/FinalReport_NJFF6_12_2007(1).pdf\n16/88 AUSWIRKUNGEN DER CO2‐POLITIK AUF DIE STROMERZEUGUNG Die derzeit eingeführte CO2‐Abgabe in der Schweiz belastet Erdgas mit 36 Fr./pro Tonne CO2, was 0,648 Rp./kWh Brennstoff entspricht. In Gaskraftwerken (maximaler Wirkungsgrad 59%) verteuert die CO2‐Abgabe den Strom somit um mindestens 1,1 Rp./kWh. Steigt die CO2‐Abgabe im Rahmen des europäischen Emissionshandels auf 100$ pro Tonne CO2, dann verteuern sich neue Erdgaskraftwerke um rund 3 Rp./kWh. Andere fossile Brennstoffe, die zur Stromerzeugung eingesetzt werden, verteuern sich viel stärker, weil sie nicht nur eine höhere CO2‐Intensität aufweisen, sondern weil sie zudem einen tieferen Wirkungsgrad aufweisen als die modernen Gaskraftwerke.\n(Tonnen Kohlenstoff pro TJ Brennstoffinput) Bester Wirkungsgrad 20 Braunkohle 30.6 40% Steinkohle 25.4 40% schweres Heizöl 21.3 35% Diesel / leichtes Heizöl 19.9 35% Benzin 19.4 35% Erdgas 15.0 59% Figur 12 Umrechnungsfaktoren nach CO2Intensität und Wirkungsgrade (Quelle: Fritsche 1989) 21 Figur 13 Verteuerung des Stroms in Rp./kWh durch unterschiedliche CO2Kosten Eine CO2‐Abgabe auf Brennstoffen von 36 Fr./Tonne verteuert Strom aus Erdgas um 1,1 Rp./kWh, Kohlestrom um 2,4 Rp./kWh bei Steinkohle und um 3,1 Rp./kWh bei Strom aus Braunkohle. Importstrom aus CO2‐Trägern wird in der Schweiz allerdings nicht besteuert, weshalb die grossen Stromversorger vorerst neue Gas‐ und Kohlekapazitäten jenseits der Schweizer Grenzen aufbauen.\nDies ist allerdings nur ein Spiel auf Zeit. Kohle‐Kraftwerke haben bei einer Versteigerung von 20 Tony Kaiser (Alstom): Das Potential und die Nutzung von Gas‐Kombi‐Kraftwerken aus der Sicht der Nachhaltigkeit, 13.9.2007 http://www.forumvera.ch/praesentationen/2007/Gas‐Kombi‐Kraftwerk_Toni%20Kai ser.pdf 21 Zitiert in Excel‐Tool für die Berechnung von CO2‐Emissionen aus stationärer Verbrennung, www.isi.fraunhofer.de/n/tools/excel-tool- vollversion.xls\n17/88 Emissionsrechten mit der höchsten spezifischen Verteuerung unter allen fossilen Energien zu rechnen. Damit dürfte auch Kohlestrom aus neuen Kraftwerken definitiv teurer werden als Windstrom und in Südeuropa teurer als Solarstrom aus solarthermischen Kraftwerken . In vielen Ländern führt die Kohle zudem zu einem Anstieg der Luftbelastung und zur Versauerung der Böden. Es gibt sehr viele Gründe, weshalb sich auch Länder ausserhalb der EU den erneuerbaren Energien zuwenden.\nFigur 14: WindBoom in USA, China und Indien (Quelle: Windpower Monthly) Schweiz: Strenge CO2Bestimmungen für Gaskraftwerke, nicht aber für Treibstoffe Als die grossen Schweizer Stromkonzerne (EOS, Axpo, BKW und Atel) allesamt in den Jahren 2006 und 2007 den Bau neuer Gaskraftwerke ankündigten, erliess das Schweizer Parlament besonders strenge CO2‐Bestimmungen.\nWer Gaskraftwerke betreiben will, muss die CO2‐Emissionen voll kompensieren, zu 70 Prozent davon im Inland. Gaskombikraftwerke dürfen nur bewilligt werden, wenn ein rechtsgültiger Vertrag mit dem Bundesamt für Umwelt über die Kompensation der CO2‐ Emissionen (Kompensationsvertrag) abgeschlossen wurde.22 Diese scharfen CO2‐Bestimmungen kontrastieren stark zur passiven Haltung von Parlament und Bundesrat bei den Treibstoffen, deren CO2‐Emissionen längst weit über das gesetzlich Zulässige angestiegen sind, ohne dass das CO2‐Gesetzund die CO2‐Abgabevollzigen werden. Die strengen Massnahmen gegen Gaskraftwerke sollen denn auch bloss nach dem Willen einer Mehrheit im Parlament neuen Atomkraftwerken den Weg bereiten und sind weniger ein Ausdruck einer überzeugten Förderung von Energieeffizienz oder erneuerbare Energien.\n22 Verordnung über die Kompensation der CO2‐Emissionen von Gaskombikraftwerken vom 21. Dezember 2007\n18/88 100‐$‐ÖL UND ERNEUERBARE ENERGIEN Für private Investoren ist es heute aus einer Reihe von Gründen hoch interessant, beim Bau neuer Kraftwerke erneuerbare Energien zu nutzen. Die nichterneuerbaren Energien beinhalten hohe Kostenrisiken, lange Versorgungsketten, Abhängigkeit von Krisengebieten und verursachen sowie grosse Umweltprobleme. Erneuerbare Energien wie Wind und Sonne weisen erhebliche Vorteile auf: • Die Bauzeiten von Wind‐ und Solarkraftwerken sind sehr kurz. Zwischen Bestellung und Inbetriebnahme verstreichen in der Regel weniger als zwei Jahre. • Weil Wind, Sonne und Erdwärme dauerhaft gratis sind, entfällt das Brennstoffkostenrisiko ‐ ein wirtschaftlich erheblicher Faktor.\n• Eine Beschaffung in Etappen ist möglich: von wenigen Kilowatt bis zu Hunderten von Megawatt kann neue Leistung massgeschneidert beschafft werden. • Die Wind‐ und Solar‐Ressourcen sind einheimisch oder stammen aus einem regionalen Verbund. Eine Abhängigkeit von weit entfernten, krisenbehafteten Lieferländern entsteht nicht. • Auch die Arbeitsplätze sind häufig einheimisch; in allen grossen Windmärkten wächst eine Hersteller‐ oder Zulieferindustrie heran.\n• Wind und Photovoltaik versprechen Strom zu sinkenden Kosten, während die Lernkurve bei den nichterneuerbaren Energien kaum mehr grosse Kostensenkungen erwarten lässt, während ihre Primärenergien (Gas, Kohle, Uran) teurer werden.\n• Über die gesamte Lebensdauer gerechnet liegen die Gestehungskosten von Windenergie wahrscheinlich deutlich unter dem Niveau der aktuellen Einspeisevergütungen. Weil die Technik aber noch relativ jung ist, ist die effektive Lebenserwartung mit Unsicherheiten behaftet und braucht spezifische Rahmenbedingungen.23 Bei der Windenergie wird trotz hohem Wachstum weltweit (> 30% pro Jahr) ein Mangel an Turbinen beklagt; bei der Solarenergie fehlte es einige Zeit lang an ausreichenden Silizium‐Wafern. Die Zulieferindustrien sind jedoch auf Aufholjagd. Innerhalb der für neue Atomkraftwerke benötigten Zeiträume von 15 bis 20 Jahren werden sich die Neuinstallationen bei Wind‐ und Sonne mehrmals verdoppeln.\nDie kurzen Bauzyklen beschleunigen zudem den technologischen Fortschritt in einem Masse, bei dem die nichterneuerbaren Energien nicht mithalten können. Die Windenergie (20 GW 2007) hat die Atomkraft (4 GW 2007) punkto Neuinstallationen bereits weit überholt (vgl. Figur 9). Sie wird angesichts ihrer Kostenvorteile und der kurzen Bauzeiten zusammen mit der Solarenergie die herkömmlichen Stromerzeugungsarten verdrängen: zuerst werden Erdgaskraftwerke (für Grundlast) und der Neubau von Atomkraftwerken verdrängt, später die Kohle.\n23 Immerhin weiss man von den älteren Anlagen in Kalifornien und Dänemark, das diese bei gutem Unterhalt länger als 20 Jahre betrieben werden können. Bei den neueren Typen dürfte sich die Betriebssicherheit dank fortschreitender Erfahrung schrittweise verlängern.\n19/88 Figur 15 Stromgestehungskosten im Vergleich (Quelle: eigene Schätzung auf Basis zitierter Quellen). Berechnet man die Stromgestehungskosten für neue Kraftwerke verschiedener Technologien, ist eine Reihe von Parametern zu berücksichtigen, die mit Unsicherheiten behaftet sind. Dazu gehören ‐ Die zu erwartenden Brennstoffkosten ‐ die Höhe der Zinsen ‐ die kalkulierte Jahreslaufzeit ‐ die mutmassliche Ausfallwahrscheinlichkeit aufgrund von Pannen (zB.\nErdbeben, Terroranschläge, Lieferunterbrüche usw.) Windenergie ist heute selbst an mittelguten Lagen wettbewerbsfähig; anders sind das hohe Wachstum und die starke Nachfrage und die Gewinne der Grossinvestoren gar nicht zu erklären. Die heute üblichen Kalkulationen gehen von einer Lebenserwartung von 20 Jahren aus. Die Wettbewerbsfähigkeit verbessert sich weiter, wenn die eher wahrscheinliche Lebensdauer von 25‐35 Jahren dank wachsender Erfahrung in die Kalkulation einfliesst.\nDie Öffnung der Strommärkte hat das Investorenverhalten in Europa stark verändert. Erneuerbare Energien liefern dank Einspeisevergütungen feste Renditen und sind von der Teuerung der Rohstoffe wenig betroffen. Die Marktstrukturierung mittels Einspeisevergütungen wird deshalb wirtschaftlich immer attraktiver, denn sie erschliesst ein einheimisches, unerschöpfliches Potential und verbilligt die Stromversorgung spätestens langfristig.\n20/88 ERFOLGE DANK EINSPEISEVERGÜTUNGEN Erfolgreich im Ausbau von erneuerbaren Energien sind jene Länder, die klare Rahmenbedingungen gesetzt haben.\nDas Beispiel Deutschland zeigt: Alle neuen Techniken entfalten eine schwunghafte Dynamik, sobald die Investitionssicherheit gegeben ist. Figur 16 Entwicklung der erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung in Deutschland (Quelle: BMU Deutschland) In Deutschland hat sich der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung innert 15 Jahren auf 14,2% mehr als verdreifacht.24 Er stammt mehrheitlich aus neuen erneuerbaren Energien (ohne Wasserkraft). Deutschland hat dabei Lernkosten getragen, die die Nachzügler‐Länder, die heute erst bei Wind, Biomasse und Sonne einsteigen, nicht mehr tragen müssen.\nDie spezifischen Investitionskosten für die Erzeugung von 1 kWh Windstrom pro Jahr aus Neuanlagen sind zwischen 1990 und 2005 durchschnittlich um etwa 4,8% pro Jahr gesunken: „Vergleicht man nun die Jahreskosten des Stromertrags von 1990 mit denen von 2004, so beträgt der Kostenrückgang 53 Prozent, von 0,80 auf 0,38 Euro pro Kilowattstunde.“ 25 Unter Jahreskosten versteht man die Investitionskosten, um eine kWh pro Jahr zu erzeugen.\n24 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland im Jahr 2007, Stand 12. März 2008 Stand: 12. März 2008 25 Effizienz der Windenergie, Auszug aus: Windenergie Report Deutschland 2005, Erstellt vom Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET), im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Überarbeiteter und ergänzter Sonderdruck des Bundesverbandes Wind‐Energie e.V., Berlin 2006, Seite 2 http://www.wind‐energie.de/fileadmin/dokumente/Presse_Hintergrund/HG_Kosten _Effizienz_Windenergie.pdf\n21/88 Die Einspeisevergütungen für Windstrom haben sich an guten Standorten in den letzten Jahren stark an die Marktpreise angenähert oder die Kosten liegen – in Ländern mit Starkwind wie Texas, Norwegen oder China – teilweise bereits darunter. Weil das Erneuerbare Energien‐Gesetz (EEG) für windgünstige Standorte nach fünf Jahren eine Absenkung der Windstrom‐Vergütung auf 5 Euro‐ Cent/kWh vorsieht, haben manche Windmüller begonnen, ihren Strom direkt auf dem offenen Markt zu verkaufen, weil die Markterlöse höher sind . Sie verzichten damit auf die gesetzlich garantierten Mindestpreise gemäss EEG.\nNeben der Windenergie befinden sich auch die Stromerzeugung aus Wasserkraft, Biomasse, Erdwärme und Photovoltaik in Deutschland im Aufschwung, unterstützt von den gesetzlich garantierten Einspeisevergütungen. Figur 17 Einspeisevergütungen in Eurocent pro kWh (2008) gemäss ErneuerbareEnergienGesetz (EEG) in Deutschland In der Schweiz wird der Boom der erneuerbaren Energien mit der Einführung der Einspeisevergütungen im Jahre 2009 einsetzen, elf Jahre (!) nach der Einführung des EEG in Deutschland. So wie die Gesetzgebung in der Schweiz formuliert ist, werden als erstes die Wasserkraft, die Biomasse und – je nach Geschwindigkeit der Bewilligungsverfahren – die Windenergie profitieren; bei der Photovoltaik ist wegen der kleinen gesetzlichen Kontingente sehr wenig möglich.\n22/88 PHOTOVOLTAIK Die Photovoltaik ist unter den erneuerbaren Energien preislich noch am wenigsten wettbewerbsfähig. Trotzdem ist die Technologie hoch interessant, und dies aus drei Gründen: • Die Herstellkosten verbilligen sich jährlich um ca. 10%. • die Kostensenkungspotentiale sind noch lange nicht ausgeschöpft. • Die Potentiale zur Stromerzeugung sind riesig. Allein auf bestehenden Dächern und Infrastrukturen lassen sich 50‐70% des Schweizer Stromverbrauchs erzeugen. Trotz sinkenden Herstellkosten sind die Preise für Solarzellen bisher nicht im gleichen Ausmass gesunken. Der Markt ist seit Einführung der kostendeckenden Vergütung in Deutschland, Spanien, Frankreich und Italien ausverkauft: Die Nachfrage übersteigt das Angebot.\nDies dürfte sich in den nächsten Jahren insofern ändern, als eine grosse Zahl neuer, sehr grosser Solarfabriken im Bau steht, die den Output an neuen Zellen stark vergrössern werden. Sie bringen ihre Produktion zumeist bis ca. 2010 auf den Markt und man darf sehr gespannt sein, welche Auswirkungen diese Ausdehnung des Angebots auf die Entwicklung der Preise und der regulierten Einspeisevergütungen haben wird.\nFigur 18 Einschätzung der Marktentwicklung 200511 (Quelle: Photon)26 Die Zeitschrift Photon schätzt die Marge der vertikal integrierten Produzenten von PV‐Modulen derzeit auf über 20%. Die „typischen Produktionskosten“ für das Jahr 2010 werden auf 1,60 $/Watt geschätzt, während die Verkaufspreise bis dann auf 2,50 bis 2,70 $/Watt geschätzt werden.27 26 Michael Rogol et al: Solar Annual 2007, sowie Chris Porter: Detailing Demand – where will all the Volume go?, zitiert in Photon 3/2008 Seite 42 27 Photon 3/2008 Seite 42\n23/88 Beispielhaft für die Entwicklung sei der Jahresbericht der deutschen Firma Q‐Cells AG zitiert, welche für 2007 eine EBIT‐Marge von 23 Prozent ausweist und eine Verfünffachung der Produktion bis 2010 (von 389 MW auf 1900 MW bis 2100 MW) ankündigt: „Q‐Cells AG bestätigt Zahlen für das Geschäftsjahr 2007 und kündigt weiteren Ausbau an ‐ Prognosen für die Geschäftsjahre 2008 und 2009 angehoben Bitterfeld-Wolfen – Die Q-Cells AG, der weltweit größte Hersteller von Solarzellen, hat im Rahmen einer Bilanzpressekonferenz in Frankfurt/Main den Geschäftsbericht für das Jahr 2007 vorgelegt.\nDas Unternehmen hat dabei seine vorläufigen Geschäftszahlen bestätigt.\nMit einem Produktionsvolumen von 389,2 MWp ist die Q-Cells im vergangenen Jahr zum weltweit größten Solarzellenhersteller aufgestiegen. Der Umsatz erhöhte sich um 59 Prozent auf 858,9 Mio. Euro (539,5 Mio. Euro). Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (EBIT) wuchs um 52 Prozent auf 197,0 Mio. Euro (129,4 Mio. Euro). Die EBIT-Marge konnte mit 23 Prozent auf dem hohen Niveau des Vorjahrs gehalten werden. Der Jahresüberschuss ohne den Ergebnisbeitrag aus der Beteiligung an der Renewable Energy Corporation ASA (REC) belief sich nach Unternehmensangaben auf 127,2 Mio. Euro (87,7 Mio. Euro). Insgesamt betrug der Jahresüberschuss im Jahr 2007 148,4 Mio.\nEuro, er liegt damit rd. 69 Prozent über dem Wert des Vorjahres. Für das Jahr 2009 erwartet Q-Cells nun einen Umsatz von mehr als 2 Mrd. Euro (bislang 1,7 Mrd. Euro). Die Produktion an kristallinen Solarzellen wird im Jahr 2010 voraussichtlich mehr als 1,5 GWp betragen. Bislang war Q-Cells von einer Produktion von mehr als 1 GWp ausgegangen. Zusätzlich strebt Q-Cells unverändert eine Produktion an Dünnschichtmodulen von 400 bis 600 MWp an “ Quelle: IWR 28 Dies sind klare Hinweise, dass die Branche hohe Kostensenkungen erreicht, diese aber (noch) nicht an die Kunden weitergeben muss. Ein grosser Teil der Marge wird direkt in neue Fabriken investiert, die den Einstieg in eine immer rationellere Massenproduktion ermöglichen.\nIn Deutschland hat die Bundesregierung angesichts dieser technologischen Erfolge und der hohen Margen der Hersteller beschlossen, die Absenkung der Einspeisevergütungen für Solarstrom zu beschleunigen. Statt wie bisher um 5‐6,5% werden die Einspeisevergütungen ab 2009 um durchschnittlich 8% pro Jahr abgesenkt.\nFigur 19 Vergütungen für Solarstrom in Deutschland: technische Fortschritte und Massenproduktion führen zu beschleunigten Kostensenkungen.29 28 http://www.iwr.de/news.php?id=12068 29 Daten 2009‐2012: Photon November 2007, Antrag der Bundesregierung an den Bundestag\n24/88 Nominell wird sich der PV‐Strompreis so innert sieben bis neun Jahren halbieren. Da in Deutschland die Einspeisevergütungen nicht gedeckelt sind, wird der deutsche Markt alle Solarzellen aufnehmen, die anderswo nicht verkauft werden. Die deutschen Einspeisevergütungen regulieren so das zu erwartende internationale Preisniveau und mithin auch die PV‐Preise in der Schweiz.\nSOLARSTROM OHNE SOLARZELLEN Figur 20 solarthermische Kollektoren und Kraftwerke (Almeria Spanien, Nevada) Bei den Solartechniken gibt es aber nicht nur die Photovoltaik. Die solarthermische Stromerzeugung steht in Südeuropa vor einem explosiven Wachstum und verspricht in Ländern mit hoher Sonneneinstrahlung (>1200 kWh/m2 ) einen raschen Durchbruch.\nAllein in Spanien stehen rund ein Dutzend solarthermischer Kraftwerke im Bau oder sind bereits in Betrieb. Weil die überschüssige Hitze gespeichert werden kann, eignen sich solarthermische Kraftwerke auch in einem beschränkten Umfang als Backup‐Kraftwerke für das Netzmanagement. An vereinzelten sehr sonnigen Lagen– Hochgebirge und Alpensüdseite – wäre diese Technologie auch in der Schweiz realisierbar. ENERGIEEFFIZIENZ ALS BACKSTOPP‐TECHNIK Zu den Backstopp‐Techniken mit fixen Kosten gehört auch Unspektakuläres, insbesondre im Bereich der Energieeffizienz. In der Schweiz sind Wärmeschutzverglasungen und qualitativ fortgeschrittene Isolationsmaterialen inzwischen weit verbreitet.\nInvestitionen in Energieeffizienz sind kostensicher: eine bestimmte Verbrauchsreduktion kann zu einmaligen, stabilen und transparenten Investitionskosten beschafft werden. Es verwundert nicht, dass diese Techniken neben Wind und Sonne zu den am schnellsten wachsenden Energiequellen gehören. In den bestehenden Altbauten in der Schweiz liegt ein riesiges ungenutztes Potential zur Senkung von Kosten und Energieverbrauch brach. Weil die Heizungs‐Nebenkosten auf die Mieter überwälzt werden dürfen bestehen für viele Hauseigentümer zu wenig Anreize zur energetischen Sanierung.\n25/88 GROSSE POTENTIALE IN DER WÄRMETECHNIK Die gestiegenen Ölpreise haben auch im Wärmesektor die Suche nach Alternativen beschleunigt. Die Substitution von fossilen Gebäudeheizungen (Öl und Gas) sowie von Elektro‐Widerstandsheizungen durch modernere Heizsysteme ist heute technisch und ökonomisch sehr interessant. Das CO2‐ neutrale Holz feiert ein Comeback (Holz‐Pellets, Holzschnitzel). Bei Neubauten wird die Energieeffizienz immer wichtiger und wird von den Kantonen dank der neuen Muster‐Verordnung (MuKEN) strenger als früher postuliert. Inwieweit der angekündigten Verschärfung der Vorschriften auch echte Taten folgen werden, hängt von der Umsetzung in den Kantonen und vom Vollzug der Gemeindebehörden ab.\nFür ökologisch motivierte Bauherren wird heute ein Vielzahl von technischen Lösungen angeboten, die unter verschiedenen Labels (Minergie, Minergie‐P, Minergie‐Eco, SIA 380/4) verfügbar sind, Qualitätssicherung inklusive. Der Entscheid von institutionellen Gross‐Investoren (zB. Versicherungsgesellschaften), bei Neubauten ganz auf Minergie und Minergie‐P umzusteigen, trägt erheblich zur raschen Verbreitung dieser neuen Baustandards bei. Wie in der Luftreinhaltung zeichnet sich auch im Klimaschutz ab, dass Verbesserungen um einen Faktor 10 im Vergleich zu Altbauten mit radikalen Innovationen möglich sind.\nDie Marktdurchdringung dieser Technologien hängt aber stark von den staatlichen Rahmenbedingungen und vom Vollzug ab. Die Schweiz mit ihrer generell tiefen Energiebesteuerung liegt im hinteren Mittelfeld im Vergleich mit anderen europäischen Ländern, bei der Förderung der erneuerbaren Energien ist sie weit abgeschlagen.\nIMPULSE IM VERKEHR Im Verkehrssektor haben sich Benzin und Diesel haben wegen der bestehenden Mineralölsteuern nicht im gleichen Verhältnis verteuert wie die Brennstoffe von Heizungen und Kraftwerken. Die Erdöl‐Lobby und der Bundesrat haben die überfällige Einführung einer CO2‐Abgabe auf Benzin und Diesel systematisch hintertrieben. Stattdessen wurden Alibi‐Übungen („Klimarappen“) lanciert und die Förderung industriell angebauter Agrotreibstoffe durch Steuerbefreiungen gefördert. Die Bilanz dieser Politik ist verheerend. Die gesetzlichen CO2‐Ziele werden weit verfehlt.\n26/88 Figur 21 die CO2Emissionen durch Treibstoffe haben stark zugenommen.\nDer Bundesrat weigert sich, das CO2Gesetz anzuwenden. CO2Gesetzund KyotoProtokoll werden von der Schweiz weit verfehlt.30 Prototypen neuer „Faktor‐10“‐Technologien sind im Verkehr noch nicht in ähnlich grossen Serien verfügbar wie dies bei Passivhäusern, Solarzellen oder Windturbinen der Fall ist. Doch Agrotreibstoffe können das Problem sicher nicht lösen. Sie haben eine miserable Energie‐ und Umweltbilanz31 , zerstören die Wälder der Erde (insb. Regenwälder) und gefährden die Nahrungsmittelbasis der ärmeren Bevölkerungsschichten. Sie verschlimmern die Treibhausgase eher als dass sie sie absenken.\nIm Verkehr sollte anstelle der bisherigen Alibi‐Übungen eine zweistufige Strategie verfolgt werden: • In einer ersten Phase sollte die Verlagerung des Güter‐ und Fernverkehrs auf die Schiene beschleunigt werden. Im Privatverkehr sind die technischen Potentiale mit leichteren und sparsameren Fahrzeugen auszuschöpfen. Eine Halbierung des Verbrauchs liesse sich so in zehn Jahren erreichen, aber ohne Anreize und Zulassungsbeschränkungen wird es kaum gehen. • In einer zweiten Phase (ab 2015) könnte der Beninverbrauch durch die Umstellung auf Strom weiter massiv gesenkt werden. Dann stehen seriell hergestellten Plug‐in‐Hybrid‐Autos zur Verfügung, die gespeist aus Wind‐ und Solarenergie eine Verbesserung der Mobilitäts‐Effizienz um einen Faktor 3 erreichen könnten.\n30 Budnesamt für Umwelt: Emissionen nach CO2‐Gesetz und Kyoto‐Protokoll, Letzte Aktualisierung: 21.06.2007 31 Siehe Empa/BFE: Ökobilanz von Energieprodukten: Ökologische Bewertung von Biotreibstoffen; Schlussbericht, Bern 2007\n27/88 Figur 22 Wirkungsgrade alternativer Antriebssysteme: Mit Wind und Solarstrom erreichen SteckdosenhybridFahrzeuge einen Wirkungsgrad von gegen 70% anstelle der ca. 20% von gängigen Diesel und BenzinAutos. Quelle: Lino Guzzella (ETH Zürich)32. Die gängigen Benzin‐ und Dieselfahrzeuge weisen einen Wirkungsgrad („wel to wheel) von rund 20% auf, der Rest verpufft durch Kühler , Auspuff sowie von der Ölquelle bis zum Konsumenten.\nAutos, die elektrisch auf Basis von Kohle, Erdgas, Atomenergie oder mit Wasserstoff betrieben werden, verschlechtern die Energieeffizienz eher als dass sie sie verbessern. Mit der Kombination Windstrom/Batterie/Elektromotor lassen sich hingegen Wirkungsgrade von ca. 70% erreichen. Senkt man zuvor das Fahrzeuggewicht, sind Verbesserungen um einen Faktor 10 im Privatverkehr machbar.\nFigur 23 „200 Kilometer Reichweite dank LithiumIonenBatterie: Ab Ende 2008 ist dieser Mitsubishi auf Japans Strassen unterwegs.“ (Quelle: EnergieSchweiz Newsletter Nr. 51) Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass in allen Marktsegmenten – Wohnen, Industrie, Verkehr und Stromerzeugung – eine Umstellung auf unproblematische erneuerbare Energien technisch möglich ist. 32 Lino Guzzella: Einige Gedanken zum Individualverkehr der Zukunft, Vortrag vom 8.1.2008 bei der SATW, Schweiz. Akademie der Technischen Wissenschaften 27\n28/88 3. FOKUS SCHWEIZ In der Schweiz ergeben sich kurzfristig die grössten Chancen für erneuerbare Energien im Stromsektor und bei der Deckung des Wärmeverbrauchs.\nWie im übrigen Europa müssen auch bei uns überalterte Atomkraftwerke schrittweise ersetzt werden. Bei den Wasserkraftwerke besteht Modernisierungsbedarf; ein umfänglicher Ersatz ist nur selten nötig, kann aber zu erheblichen Leistungssteigerungen führen (Beispiel Kraftwerk Rheinfelden: neue Turbinen und neue Wehre führen zur Verdreifachung der Stromerzeugung).\nWelche Innovationen in der Stromerzeugung die richtigen sind, ist umstritten. Die alt eingesessenen Strom‐Monopolisten bekämpfen noch immer alle dezentralen, erneuerbaren Energien, an denen sie nicht selber beteiligt sind. Die Stromliberalisierung, die Enteignung und Überführung der Hochspannungsnetze33 an SWISSGRID sowie die Einspeisevergütungen schaffen aber neue Verhältnisse. BEABSICHTIGTER AUSBAU DER ATOMKRAFT Die Atomlobby, verkörpert in den weitgehend staatlich kontrollierten Aktiengesellschaften Axpo, Atel, BKW und EOS, will ihren Marktanteil um jeden Preis ausbauen. Sie verfügt dafür aber nicht über eine gesicherte Volksmehrheit.\nUm die Expansion zu tarnen, sprechen die Atomkonzerne vom „Ersatz“ bestehender Werke. „Neue“ Atomkraftwerke seien keine vorgesehen. Die Ersatzanlagen vom Typ EPR34 sollen um ein Vielfaches grösser werden als die bestehenden Atomkraftwerke. Werden die bestehenden Altanlagen Beznau I+II (je 355 MW), Mühleberg (365 MW) und Gösgen II neu durch drei 1600‐MW‐Anlagen ersetzt und neben Leibstadt (1165 MW) und Gösgen (970 MW) weitergeführt, entstünde je nach Laufzeit der Altanlagen ein Kraftwerkspark von 5960 bis 6935 MW.\nBisher wurden Absichtserklärungen für Beznau III (1600 MW), Gösgen II (1600 MW) und Mühleberg II (1600 MW) abgegeben.\nParallel zum Bau neuer Anlagen wurden aber auch Gesuche für Betriebsverlängerungen gestellt. Alte und neu geplante Atomkraftwerke in der Schweiz (MW) MW 2008 bestehend MW 2025 vorgeschlagen Leibstadt 1165 1165 Gösgen 970 970 Mühleberg 355 Beznau I 365 Beznau II 365 Gösgen II 1600 Mühleberg II 1600 Beznau III 1600 Total Leistung 3220 6935 Figur 24 bestehender Atompark und „Ersatzstrategie“ der Atomlobby Ein solcher Ausbau in der Schweiz wäre völlig gegenläufig zum internationalen Trend. 33 Die Hochspannungsnetze werden in eine schweizweite Netzgesellschaft überführt, die allen Nutzern die diskriminierungsfreie Durchleitung gewährleisten muss und vom Bund streng beaufsichtigt wird.\n34 European Pressurized Reactor, herkömmlicher Siedewasserreaktor, der als “III.Generation“ angepriesen wird.\n29/88 Es ist schwierig zu sagen, wie ernst es der Atomindustrie im Umfeld der boomenden erneuerbaren Energien und angebrochener Marktöffnung mit dem geplanten Atom‐Ausbau tatsächlich ist. Denn es gibt offene und versteckte Motive, welche den Ruf nach neuen Atomkapazitäten begründen, ohne dass am Ende zwingend Neubauten gebaut werden. Weshalb der Ruf nach neuen Atomkraftwerken? Die Risiken der Atomenergie sind monströs. Allein in den Abklingbecken der schweizerischen Atomkraftwerke lagert eine Menge an radioaktiven Isotopen, die mehreren Tausend Atombomben entspricht.\nWird ein kleiner Teil davon in die Biosphäre frei gesetzt, wird die Schweiz (und ein Teil der Nachbarländer) dauerhaft unbewohnbar.\nUm die Monstrosität dieser Risiken zu überspielen, war von Anfang an eine gigantische Pro‐Atom‐ Propaganda notwendig. In der Zeit staatlicher Strommonopole wurde behauptet, ohne Atomkraftwerke gingen die Lichter aus. Atomenergie wurde als unabwendbare Notwendigkeit konstruiert, um Mehrheiten gegen die beharrliche Gegnerschaft zu erreichen. Neben der Gefahr durch radioaktive Brennstäbe bestehen bei der Atomenergie weitere Risiken, die alle in einer Volksabstimmung thematisiert werden: • Stark umweltbelastender Uranabbau • Unfallrisiko im Betrieb, • Auswirkungen der Niedrigstrahlung (signifikante Häufung von Kinderkrebs) • Strahlenbelastung bei Brennstoff‐Aufbereitung • Unmöglichkeit der sicheren Lagerung von radioaktiven Abfällen • Risiken bzgl.\nwaffenfähigem Plutonium und Atomterrorismus • keine Haftpflichtversicherung => verfälschter Strompreis • Fehlende langfristige Versorgungssicherheit (Uranpreise verzehnfacht) • Hohe Investitionskosten Neue Atomkraftwerke werden in den USA und Europa nur noch selten neu gebaut. In den USA ist kein einziges neues Werk bewilligt oder in Bau, in Westeuropa bestehen Bauprojekte lediglich in Finnland und Frankreich, geködert durch staatliche Subventionen in Milliardenhöhe. Es muss deshalb offen bleiben, ob die Atomlobby die Auseinandersetzung tatsächlich führt, um neue Werke zu bauen. Der Ruf nach neuen Bewilligungen könnte auch bloss dem Zweck dienen, den Weiterbetrieb bestehender Anlagen zu ermöglichen.\nDiese sind alt und abgeschrieben und bringen seither hohen Gewinn. Sie sind nicht sicherer geworden, aber billiger. Weil diese Werke längst nicht mehr dem Stand der Technik entsprechen und beispielsweise nicht über den erforderlichen Schutz vor Erdbeben und Terroranschlägen verfügen, sind Verlängerungen für die Bevölkerung riskant. Im offenen Markt ist es aber ebenso riskant, in neue Atomkraftwerke zu investieren, denn die Ertragsbasis dafür – sichere Erträge auf Jahrzehnte hinaus – ist mit der Abschaffung der Gebietsmonopole am Schwinden. Neue Atomkraftwerke sind gegen europäische Windenergie nicht konkurrenzfähig.\nDass sich die Schweizer Stromkonzerne trotzdem darauf einlassen, während die französische EDF vergleichsweise zurückhaltend ist35 und immer mehr Geld in Windenergie steckt, 35 PARIS, Nov 30 (Reuters) ‐ French power group EDF and utility Suez do not agree on the need to build a second European pressurised nuclear reactor (EPR) in France, French daily Les Echos reported on Friday. EDF estimates that the future Flamanville reactor, which is under construction, will meet power needs until 2020, the paper said. But Suez believes that there is room for a least one additional plant, it said.\n30/88 könnte damit zu tun haben, dass das Axpo‐ BKW‐ und Atel‐Aktionariat vorwiegend politisch zusammen gesetzt ist. Die verantwortlichen Magistraten haben ihre finanziellen Entscheide faktisch niemandem zu verantworten, denn die Parlamente haben trotz Staatsbeteiligung wenig zur Geschäftspolitik zu sagen. Allerdings verfügen Axpo, Atel und BKW über ein grosses Portefeuille an Wasserkraftwerken, aus dem sie schon immer die Atomenergie quersubventioniert haben, statt Gewinne den Kantonen auszuschütten oder für erneuerbare Energien einzusetzen. In der Schweiz gelang es der Atomlobby fast immer, gegen Volksinitiativen Nein‐Mehrheiten zu organisieren,36 offen ist jedoch, ob auch die schwieriger erreichbaren Ja‐Mehrheiten heute noch zustande kommen.\nVolksinitiativen haben in der Schweiz statistisch eine Chance von etwa 10 Prozent, von Bevölkerung und Ständen (Kantonen) eine Ja‐Mehrheit zu erhalten. Mit dem neuen Kernenergiegesetz brauchen die Gegner der Atomenergie nur noch eine einfacher zu gewinnende Nein‐Mehrheit, erstmals müssen die Befürworter das schwierige „JA“ erreichen. Das Ständemehr – bisher eine zusätzliche Hürde für die AKW‐Gegner – ist nicht mehr notwendig. Referenden, die eine Nein‐Mehrheit erfordern, sind viel öfters erfolgreich als Volksinitiativen. Und die Atombefürworter kämpfen dazu noch gegen die Unbill eines geöffneten Strommarktes, auf welchem die erneuerbaren Energien europaweit boomen und die den Zukauf unbeschränkter sauberer Strommengen ermöglichen.\nDie bürgerliche Mehrheit (aus SVP, FDP,CVP) in den Trägerkantonen dieser Gesellschaften hat seit Jahrzehnten im vorauseilenden Gehorsam die Atomlobby unterstützt. Sie steht teilweise in einem Abhängigkeitsverhältnis von deren Zuwendungen (was selten offengelegt wird). Exponenten dieser Parteien fungieren als Verwaltungsräte oder Lobbyisten von Atomkonzernen. Und ein Bekenntnis zur Atomkraft war lange Zeit eine Vorbedingung, um als Mitglied einer bürgerlichen Partei in die Landesregierung gewählt zu werden.\nEin drittes Motiv schliesslich, neue Atomkraftwerke zu verlangen, könnte vom Bestreben ausgehen, mehr Druck für Gaskraftwerke auszuüben, deren Neubau heute durch das CO2‐Gesetzund die CO2‐ Abgabe erfolgreich erschwert wird.\nDas OpferTäterSyndrom Im Teufelskreis der Atom‐Rhetorik haben die Exponenten der Elektrizitätswirtschaft und der économiesuisse viele Versuche vereitelt, in der Schweiz Effizienz und erneuerbare Energien voran zu bringen. Neue Atomkraftwerke werden so begründet, dass „die Verbraucher“ halt mehr konsumieren würden. Deshalb gebe es eine „Stromlücke“. Um diese zu schliessen brauche es neue Atomkraftwerke. Einmal gebaut, produzieren diese Werke Überschüsse, denn es handelt sich um Bandenergie, die nicht reguliert werden kann. Um diese Überschüsse loszuwerden hat man sich schon in den Zeiten des Monopols eine Vielzahl verbrauchsfördernder Massnahmen ausgedacht: Subventionen für Elektro‐Widerstandsheizungen, überhöhte Grundtarife, Mengenrabatte und 36 Eine Ausnahme war das zehnjährige Atom‐Moratorium, das im Jahre 1990, vier Jahre nach Tschernobyl, eine Mehrheit von 54% Ja‐ Stimmen erhielt.\n31/88 Lockvogeltarife. Sparsames Verhalten wurde und wird durch unattraktive Preisstrukturen systematisch bestraft. So wird die angebliche Stromlücke fleissig geschürt, um dann von neuem Atomkraftwerke zu fordern. Neue Spielregeln – neue Lieferanten Mit der Stromliberalisierung wird sich einiges verändern. In einem offenen Markt kann es keine „Strom‐Lücke“ geben, und keine nicht verwertbaren Überschüsse, weil die bisher abgeschotteten Märkte neu im internationalen Verbund wie kommunizierende Röhren funktionieren. Bei Stromknappheit sorgt der Preisanstieg für ein Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage, vorausgesetzt die nötigen Netzverbindungen sind vorhanden, was für die Stromdrehscheibe Schweiz der Fall ist wie in keinem anderen Land sonstwo.\nFür die Stromkonzerne entstehen somit neue Möglichkeiten, durch Kauf und Verkauf im Ausland zu besseren Erträgen zu kommen als mit subventionierten Tarifen auf dem heimischen Markt. Obschon die Kleinkonsumenten erst 2014 auf den freien Markt dürfen, ist der Einkauf von Beteiligungen oder Bezugsverträgen mit billigem, sauberem Strom im Ausland eine reale Perspektive, nicht nur für die Stromkonzerne, sondern auch für die Endkunden. Denn die boomende Windenergie wird im nächsten Jahrzehnt den Bedarf voraussichtlich befriedigen können und langfristig europaweit zur Verbilligung der Strompreise führen.\nAtomkraftwerke sind nicht Schicksal Ein Blick über die Landesgrenzen offenbart, dass der Ausbau der Atomenergie auch bei wachsendem Energieverbrauch keineswegs zwangsläufig ist. In Österreich zum Beispiel wurde der Ausbau von neuen erneuerbaren Energien mit Zielstrebigkeit vorangetrieben. Figur 25 und 26 Entwicklung der WindKapazitäten (MW) und der SolarKollektoren (kW pro Kopf) im Vergleich Österreich hat heute rund 80mal mehr Windenergie als die Schweiz und baut jährlich sechsmal so viele Sonnenkollektor‐Kapazitäten pro Kopf der Bevölkerung wie die Schweiz.\n32/88 Von richtigen und falschen Prognosen Die Leistungsfähigkeit der erneuerbaren Energien wurde in offiziellen Prognosen schon immer krass unterschätzt.\nFigur 27 Prognosen der Internationalen Energieagentur über die Entwicklung der Windenergie: Der Zubau wurde immer wieder massiv unterschätzt. Figur 28 Prognosen zur Windenergie in Deutschland: Die reale Entwicklung rot (22‘247 MW wurden 2007 erreicht) hat alle Prognosen weit in den Schatten gestellt. Eine solche Entwicklung wurde noch in den 90er Jahren für völlig unmöglich gehalten. 37 37 Werner Zittel: Deutsche Energiepolitk, mit Fokus: Wie geht Deutschland mit PEAK OIL um? http://www.energiestiftung.ch/files/ses_fachtagung/Fachtagung_2007/praesent ation_zittel_ses_07_08_31.pdf\n33/88 Die Internationale Energie‐Agentur rubriziert die Windenergie noch immer verächtlich unter „andere erneuerbare Energien“, obschon diese Energiequelle seit zehn Jahren weltweit am schnellsten wächst und in manchen Ländern Europas über 20 Prozent des Stromverbrauchs deckt. Schweizer Prognosen oder: Was in den „Energieperspektiven“ auch noch drin stand, ohne dass es jemand merkte Selbst mit den offiziellen „Energieperspektiven“ des Bundesrates lässt sich zeigen, dass alle Atomkraftwerke in der Schweiz durch erneuerbare Energien ersetzt werden können, ohne dass ein Rückgriff auf neue CO2‐Träger nötig wäre.\nAllerdings wurden die atomfreien Szenarien nach aussen hin nie kommuniziert und erst nachträglich transparent gemacht. In den Medien kommuniziert wurden dagegen die von der Axpo verbreiteten Grafiken mit einer grafisch dramatisierten „Stromlücke“ – eine Meisterleistung an Desinformation. Die übrigen Technologiepfade wurden in der Öffentlichkeit danach kam mehr diskutiert. 5'000 10'000 15'000 20'000 25'000 30'000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Hydrologisches Jahr G W h el Pumpspeicher Geothermie Photovoltaikanlagen Windenergieanlagen Biomasse (Holz) ARA Biogas KVA (50% EE-Anteil) fossile WKK (Autonomer Zubau) Wasserkraft Lücke Winter (neue Pumpspeicher) Lücke Winter Figur 29 Prognos AG: Szenario III, Variante Erneuerbare Energien38: alle Atomkraftwerke lassen sich ersetzen, schreibt der Bundesrat.\nAber die entsprechenden Grafiken wurden nirgends publiziert; sie erschienen erst nachträglich.\nDas Szenario III der „Energieperspektiven“ des Bundesrates zeigt die Möglichkeiten. Dieses Bild (Figur 29) der Prognos AG ist in den Zusammenfassungen des Bundesamtes für Energie oder des Bundesrates nirgends erschienen. Es erschien erst viel später im Kleingedruckten. Die Prognos‐Grafik zeigt, dass das Ausbaupotential der Wasserkraft, der übrigen erneuerbaren Energien und der Wärme‐Kraft‐Kopplung die Stromerzeugung der bisherigen Atomkraftwerke bei weitem übertrifft. Die Schweiz verfügt über ein bedeutendes Ausbaupotential an erneuerbaren Energien , nicht nur im Bereich der Stromerzeugung, sondern auch in der Strombewirtschaftung, welche in einem vernetzten Europa mit erneuerbaren Energien immer wichtiger wird.\n38 Die Grafik findet sich in der Präsentation Erneuerbare Energien in den Energieperspektiven 2035 für die Schweiz, Auszüge aus den Ergebnissen der Energiesystemmodellrechnungen von Prognos‐Direktorin Almut Kirchner, erstmals der Öffentlichkeit präsentiert an der Tagung der Schweizerischen Energiestiftung SES vom 28. November 2007 in Basel.\n34/88 VERÄNDERUNG DER POLITISCHEN MEHRHEITEN Die positiven Erfahrungen mit erneuerbaren Energien, die Sorge um das Klima und der hohe Ölpreis haben im (Wahl‐)Jahr 2007 die politischen Mehrheiten in der Schweiz kurzfristig bereits etwas verändert. Erstmals seit Jahrzehnten, mit erheblicher Verspätung im Vergleich zu den Nachbarländern und nicht ohne Widerstände wurden in der Schweiz einige „grüne“ energiepolitische Anliegen realisiert. Zu den positiven Neuerungen gehören • Die kostendeckende Einspeisevergütung, wenn auch „gedeckelt“ bei 300 Mio.\nFr. Mehrkosten • Die Finanzierung von Stromsparprogrammen im Stromversorgungsgesetz; • Die Einführung einer CO2‐Abgabe auf Brennstoffen, (im europäischen Quervergleich niedrig); • Die Öffnung der Stromnetze • Die Abnahmepflicht von Strom aus erneuerbaren Energien • Die Aktionspläne des Bundesrates für Energieeffizienz und erneuerbare Energien (noch nicht umgesetzt); • Die von der Umweltkommission des Nationalrats beantragte Teilzweckbindung der CO2‐Abgabe welche 200 Mio. Fr. pro Jahr für Gebäudesanierungen vorsieht (noch nicht umgesetzt). Bei den Einspeisevergütungen ist anzufügen, dass das Mehrkostenvolumen generell bei 300 Mio.\nFr. auf eher tiefem Niveau plafoniert ist. Das Gesetz sieh zudem für die Photovoltaik einschneidende Mengenbeschränkungen vor.\nÖkologisch wenig positiv ist die Steuerbefreiung von Agrotreibstoffen, welche der Bundesrat nicht in der vom Gesetz geforderten, differenzierten Art – mit Rücksicht auf die Erzeugerqualität – umzusetzen gewillt ist.39 Einspeisevergütungen in der Schweiz Im März 2008 hat der Bundesrat die Höhe der Einspeisevergütungen bekannt gegeben, die ab 2009 gelten. Figur 30 Einspeisevergütungen für Kleinwasserkraftwerke, Photovoltaik, Windenergie und Geothermie 39 Neben vernünftigen Nutzungen in der Schweiz (Biogas und Klärgasverwertung) sind die Folgen des Ethanol‐Imports dramatisch negativ: die Abholzung wird beschleunigt und die Monokulturen für Treibstoffe gefährden die Ernährung armer Bevölkerungsschichten.\n35/88 Figur 31 Einspeisevergütungen für Strom aus Biomasse, Biogas und Kehricht Welche zusätzliche Stromerzeugung mit diesen Vergütungen in der Schweiz erreichbar sind, wird sich in den nächsten Jahren zeigen. Nach dem heutigen Stand der Kenntnis scheinen die vergütungs‐ Bestimmungen für Wasserkraft, Biomasse und Geothermie befriedigend. Bei der Windenergie hat der Bundesrat die Vergütungen im letzten Moment von 23 auf 20 Rp./kWh abgesenkt, was wegen des starken Anstiegs der Turbinenpreise von Suisse‐Eole heftig kritisiert wurde. Besonders in hohen Lagen ohne Strassenzugang könnte eine Realisierung von geplanten Windparks schwierig werden.\nBei der Photovoltaik hat der Bundesrat die jährlichen Absenkungen von 8% übernommen, wie sie auch in Deutschland gelten. Bei den heutigen Modulpreisen ist der Ausbau der Photovoltaik für kommerzielle Investoren wenig interessant, im Vergleich zu den Vergütungen in anderen Ländern. Zum Vergleich: Fortschritte in den EULändern Mit den genannten Neuerungen hat die Schweiz wohl einen Schritt nach vorne getan. Im Verglich zur Europäischen Union hinkt sie indessen nach. Dies zeigt sich schon allein am rein quantitativen Ausbau, den die neuen erneuerbaren Energien in anderen Ländern erreicht haben: • Die Windenergie liefert in Sachsen‐Anhalt, Schleswig‐Holstein und Brandenburg bereits über ein Drittel des landesweiten Stromverbrauchs.\nIm Süden Deutschlands boomt die Photovoltaik und die Verstromung von Biomasse. Ein enormes Wachstumspotential zeichnet sich für die Windenergie in der Nord‐ und Ostsee ab. In Deutschland dürfte um das Jahr 2020 bereits etwa die Hälfte des Stroms aus neuen erneuerbaren Energien stammen.40 • Österreich hat die Nutzung von Biomasse und Sonnenkollektoren weiter entwickelt und gehört heute zu den grossen Exporteuren von Umwelttechniken.\n40 Die offiziellen Prognosen sind zwar niedriger, wurden aber in der Vergangenheit von der realen Entwicklung stets vorzeitig eingeholt.\n36/88 • In Spanien floriert neben der Windenergie die solarthermische Stromerzeugung, ein geradezu explosiv wachsender (Export‐)Sektor. Für die Windenergie hat die Regierung die Produktionsziele immer wieder nach oben korrigiert. Geplant sind neuerdings statt der ursprünglich angesagten 13 GW mindestens 40 GW bis 2020. Figur 32 Zunahme der erneuerbare Energien in der Europäischen Union, Übersicht nach Ländern. Jedes einzelne EULand steigert die Gewinnung von erneuerbaren Energien stärker als die Schweiz.\n(Quelle: Schaefer 2008)41 Nachdem Deutschland, Dänemark und Spanien die kostengünstige Gewinnung von erneuerbaren Energien vorgespurt haben, ziehen fast alle anderen Länder Mitteleuropas nach. Frankreich, Grossbritannien, Polen, Portugal und Italien gehören zu den neuen Boom‐Ländern. Selbst in Brüssel sind die neuen erneuerbaren Energien salonfähig geworden. Mit der 20‐20‐20‐ Direktive42 müssen alle EU‐Länder, abgestuft nach wirtschaftlicher Leistungsfähigkeit, minimal Ziele erreichen. Es wird niemanden überraschen, wenn diese Ziele bis 2020 in manchen Ländern wiederum bei weitem überschritten werden, angetrieben von technischen und wirtschaftlichen Erfolgen im Umfeld steigender Öl‐ und Gaspreise.\nEs ist nicht einsichtig, weshalb diese inzwischen bewährten Rezepte in der Schweiz weiterhin blockiert bleiben sollen, nur weil die ideologisch fixierten Atomkonzerne die erneuerbaren Energien weiterhin verhindern wollen. 41 Oliver Schaefer, European Renewable Energy Council: Der europäischen Herausforderung begegnen! http://www.jahreskonferenz.de/fileadmin/ee08/vortraege/ee08_schaefer.pdf 42 Die EU postuliert 20% bessere Energieeffizienz, 20% tiefere CO2‐Emissionen und 20 Prozent erneuerbare Energien am Gesamtverbrauch bis 2020\n37/88 Figur 33 seit dem Anstieg der Ölpreise sind die Investitionen in erneuerbare Energien weltweit stark angestiegen.\nDas stärkste Wachstum erreichen die Wind und die Solartechniken. (Quelle: Erec)43 Wer die Nutzung von Energieeffizienz und erneuerbaren Energien weiterhin verhindert, katapultiert sich auch wirtschaftlich zunehmend ins Offside. TRÄGER DES WACHSTUMS Es entbehrt nicht der Ironie, dass die Schweiz heute bereits über eine bedeutende erneuerbare‐ Energien‐Industrie verfügt. Zu den alt bekannten Technologien gehört die Wasserkraft und die Holzwirtschaft. Weniger bekannt sind die Firmen im Wind‐ und Solarsektor. Dazu gehören bspw. • Meyer‐Burger (Siliziumsägen, Thun), • 3 S Swiss Solar Systems AG (Produktionsanlagen für Solarmodulfertigung, Lyss) • Oerlikon Solar (Siliziumdünnschichtzellen‐Systeme, Trübbach SG/Balzers FL), • Sputnik Engineering AG (Wechselrichter, Biel) • Alstom (Turbinenbau, neu auch über Ecotecnia im Windturbinenbau aktiv, Baden), • ABB (Leittechnik, Stromnetze, Automation, Baden) • Gurit (Verbundstoffe für Windturbinen) Dazu kommt eine Vielzahl von mittelständischen Firmen in der Gebäude‐ und Wärmetechnik (Schweizer, Hedingen, Jenni Burgdorf und v.a.m.) sowie die Anbieter von Fertighäusern mit qualifiziertem Energiestandard.\nWegen der lange sehr schlechten Rahmenbedingungen verkaufen viele dieser Unternehmen einen Grossteil ihrer Produkte im Ausland. Eine Verbesserung der Rahmenbedingungen in der Schweiz bedeutet, das sich auch für bestehende Schweizer Firmen neue Chancen eröffnen.\n43 Oliver Schaefer, European Renewable Energy Council: Der europäischen Herausforderung begegnen! http://www.jahreskonferenz.de/fileadmin/ee08/vortraege/ee08_schaefer.pdf\n38/88 4. FOKUS BERN Der Kanton Bern darf für sich den Titel eines Energie‐Pionierkantons in Anspruch nehmen, auch wenn die Energiepolitik insgesamt wechselhaft verlief: • In Burgdorf (BE) wurden die ersten kostendeckenden Einspeisevergütungen Europas eingeführt („Burgdorfer Modell“), später aber wieder ausgesetzt. • Kantonale Subventionen für Energieanlagen, eingeführt im Gefolge der Ölkrise, ermöglichten die Entwicklung und Verbesserung insbesondere der solarthermischen Wärmegewinnung.\nDie Solarhäuser von Josef Jenni (Oberburg/BE) sind heute über die Landesgrenzen hinweg bekannt (deutscher Solarpreis 2006). In den 90er Jahren wurden auch diese Beiträge wieder abgeschafft. • Die Wasserkraft gehört zu den wichtigsten Energieressourcen des Kantons Bern. Mit einer installierten Turbinenleistung von 1387 MW und einer mittleren Produktionserwartung von 3144 GWh liefert der Kanton Bern einen Beitrag von gegen 10% des schweizerischen Stroms aus Wasserkraft. 44 • Auf technischer Ebene hat sich die Burgdorfer Ingenieursschule besonders hervorgetan. Sie ist für ihr know how in der Wechselrichter‐Technik über die Landesgrenzen hinaus bekannt.\nEine fortschrittliche „Energiestrategie 2006“ wurde vom Regierungsrat verabschiedet und vom Grossen Rat zur Kenntnis genommen. Sie enthält ein Bekenntnis zur Energieeffizienz (2000‐Watt‐ Gesellschaft als „Fernziel“) und zu den erneuerbaren Energien (Ziel: erneuerbare Energien im Gebäude und 80% der Stromerzeugung). Der Regierungsrat hat die grossen Potentiale einheimischer Ressourcen erkannt und ist gewillt, diese zu nutzen: „Der Kanton Bern verfügt über eine Vielzahl von nur zum Teil genutzten erneuerbaren Primärenergien: grosses, bereits genutztes Wasserkraftpotenzial mit Ausbaumöglichkeiten, Holz in grossen Mengen und mit bisher ungenutztem Potenzial, detailliert untersuchte Grundwasserwärmenutzungs‐Möglichkeiten, Umgebungswärme, Abwärme aus Industrie und Kehrichtverbrennung, Biomasse, Wind und Sonne.“45 VERKEHR Im Verkehrsbereich haben die Kantone grossen Einfluss auf den öffentlichen Verkehr; dieser ist mit der LSVA, dem Ausbau der Bahn (FinÖV) und des Regionalverkehrs auf guten Wegen.\nBeim Motorfahrzeugverkehr liegen die Kompetenzen hauptsächlich beim Bund (CO2‐Abgabe, Verbrauchsvorschriften usw.), weshalb wir den Verkehrsbereich hier nicht weiter thematisieren. GEBÄUDE, DIENSTLEISTUNGEN, INDUSTRIE UND LANDWIRTSCHAFT Im Bereich Gebäude sind die naheliegenden Techniken (Passivhäuser, Minergie‐P), entwickelt. Die Lenkungsmassnahmen sind eingeleitet (CO2‐Abgabe) oder durch die Preis‐Entwicklung am Markt erfüllt worden. Ein Förderprogramm auf Bundesebene, welches das ungenügende Aktionsprogramm „EnergieSchweiz“ verstärken soll, ist in Vorbereitung (Teilzweckbindung der CO2‐Abgabe mit 200 Mio.\nFr. pro Jahr für Gebäudesanierungen). Hier bestehen die folgenden kantonalen Aufgaben: 44 Bundesamt für Wasserwirtschaft: Statistik der Wasserkraftanlagen der Schweiz 2006 45 Kanton Bern: Energiestrategie 2006 38\n39/88 • Erlass und Durchsetzung von Neubauvorschriften nach dem neusten Stand der Technik • Verstärkte Sanierung bestehender Gebäude durch Einführung von Förderprogrammen • Anreize für Energieeffizienz im Bereich Dienstleistungen und Industrie und Landwirtschaft STROMSEKTOR Sind Stromimporte Tabu? Was die Atomlobby als „Stromlücke“ denunziert, erweist sich bei genauem Hinsehen als normaler Beschaffungsvorgang. Hinter dem Wort „Stromlücke“ steckt ein protektionistisches Konzept, wonach jede kWh, die nicht in der Schweiz selber erzeugt wird, eine Gefährdung der Versorgungssicherheit beinhaltet.\nDas Konzept „100% Inlandverstromung“ ist aber in sich weder schlüssig noch zielführend: • Über die effektive Sicherheit der Versorgung entscheidet die Verfügbarkeit der Anlagen und der Primärenergie. Dank dem grossen bestand an Speicherkraftwerken kann die Schweiz fluktuierende, erneuerbare Stromquellen wie Sonne oder Wind sehr gut managen. • Wer Atomkraftwerke oder Gaskraftwerke baut, setzt auf endliche Ressourcen und geht erhebliche Risiken ein, was die Verfügbarkeit der Anlagen anbetrifft, zum Beispiel bei Unfällen, Krisen, Terror oder Krieg.\n• Erdgas und Uran sind weltweit knapp geworden. Die Lieferungen in der Schweiz hängen beim Erdgas in zunehmendem Mass von Importen aus Iran, Russland oder Zentralasien ab. Die Schweiz befindet sich in diesen Ländern in einem Bieterkampf mit anderen Grosskonsumenten, namentlich in China und Indien. Solche Energiequellen sind, auch wenn die Verstromung von Erdgas oder Uran in der Schweiz stattfindet, punkto Versorgungssicherheit sicher problematischer als zum Beispiel Windstromimporte aus Deutschland, Holland oder Frankreich, wo Windturbinen von der Schweiz erworben werden können und auf Jahrzehnte hinaus einen vorhersehbaren Versorgungsbeitrag zu fixen Kosten liefern.\n• Zu den Lieferrisiken der nichterneuerbaren Energien gesellt sich das Preisrisiko. Bei allen nichterneuerbaren Energien sind in den letzten Jahren Preis‐Sprünge zu beobachten, welche bei erneuerbaren Energien nicht vorkommen. Nachdem die Elektrizitätswirtschaft bis in die neunziger Jahre Atomkraft‐Beteiligungen in Frankreich im Umfang von 2,5 GW erworben hat (entsprechend 2½ Gösgen) führt sie neuerdings, um neue Atomkraftwerke in der Schweiz zu begründen, folgende Gründe an: a) Strombeschaffungen aus dem Ausland seien sehr unsicher (Ausnahme: Atomstrom‐Importe) b) Neue Stromnetze könnten nicht gebaut werden („dauert 30 Jahre oder mehr“).\nDie Wirklichkeit ist indessen eine andere. Weltweit befinden sich die Stromnetze in einem rasanten Ausbau, angetrieben durch die Erschliessung von erneuerbaren Energien und die Internationalsierung der Strommärkte. Der wirtschaftliche Erfolg der ABB ist unter anderem auf diesen hohen Auftragseingang zurückzuführen.\nSeit der Marktöffnung in der Europäischen Union werden knappe Leistungskapazitäten versteigert. Aus den Auktionserlösen im zwischenstaatlichen Austausch steht eine neue Finanzierungsquelle für\n40/88 den Ausbau der Stromnetze zur Verfügung. Mit der Schaffung einer schweizerischen Netzgesellschaft SWISSGRID wurde auch in der Schweiz institutionell die Voraussetzung für eine auf Europa ausgerichtete Planung und Infrastruktur geschaffen. Und die Schweiz verfügt bereits über sehr gute Auslandverbindungen – besser als in jedem anderen Land Europas. Einfuhren und Ausfuhren sind mit 47 TWh fast so gross wie der Endverbrauch.\nFigur 34: hohe Vernetzung des schweizerischen Stromsektors Was spricht für Strombeschaffung im Inland? Es gibt berechtigte Motive, vorrangig die Strombeschaffung aus einheimischen Energien zu postulieren: • Die Versorgungssicherheit • Die Nutzung der einheimischen Ressourcen (Wasser, Wind, Sonne, Erdwärme) • Der Erwerb und Erhalt des technischen know hows • Die Steigerung der einheimischen Wertschöpfung • Die Teilnahme am wachsenden Markt für erneuerbare Energien • Die Förderung des mittelständischen Gewerbes Die Stromerzeugung auf Basis von Uran ist indessen keine „einheimische Energie“, ebenso wenig wie jene aus Erdgas.\n41/88 Was spricht für eine Strombeschaffung aus dem Ausland? Mit der Marktöffnung in Europa und der dynamischen Expansion der Windenergie und der Solarenergie ist heute nichts einfacher als der Erwerb von Beteiligungen im benachbarten Ausland. Die saubere Windenergie kann im Zusammenspiel mit der Wasserkraft faktisch jeden Bedarf decken. Sie erfordert aber ein gutes Netzmanagement und setzt die Verfügbarkeit ausreichender Leistungsreserven voraus, wie sie in der Schweiz bereits bestehen. Für eine europäisch integrierte Lösung mit schweizerischen Wind‐ und Solar‐Kraftwerken im Ausland sprechen: • Die enormen Ressourcen (Wind und Sonne), die wirtschaftlich und flächenspezifisch im Ausland zum Teil bessere Erträge liefern als in der Schweiz • Die dadurch geringeren Kosten der Stromerzeugung • Die dünnere Besiedelung im Ausland Figur 35 Zunahme der Windenergie in Europa (Quelle.\nWindpower Monthly Magazine) Figur 36 die neue Enercon E126 mit 6 MW Leistung produziert 20 GWh pro Jahr Eine einzige 6 MW‐Windkraftanlage von Enercon erzeugt pro Jahr an der deutschen Küste rund 20 Mio. kWh (=20 GWh). Für den Ersatz aller AKWs der Schweiz (2006: 26‘200 GWh) bräuchte es 1300 solcher Anlagen oder rund 120 Stück pro Jahr bis 2020.\nLangfristig wird die Marktöffnung in Europa dazu führen, dass in den Gebieten mit den besten und billigsten Ressourcen die grössten Kapazitäten erstellt werden. Die grössten ungenutzten Potentiale befinden sich in Frankreich, Grossbritannien, Norwegen und Osteuropa. Für die Schweiz sind aber auch die langfristig kostengünstigen Offshore‐Standorte im Atlantik und an der Nordsee attraktiv. Kostengünstig, weil die hohen Laufzeiten in diesen Regionen (über 4000 Volllaststunden) und die\n42/88 hohe Verfügbarkeit der Windenergie im Winter das produktionsprofil der alpinen Wasserkraft ideal ergänzen.\nEs ist bloss eine Frage der Zeit, bis die économiesuisse von ihrem (atom‐)protektionistischen Kurs einer 100%‐Inlanderzeugung abkommen wird, denn Windstrom aus dem Ausland ist heute bereits billiger als Atomenergie, und in den nächsten Jahren wird der rasche Ausbau der Windindustrie die Leistungsfähigkeit dieser Technologie weiter verdeutlichen. Schliesslich hat die Beteiligung der Schweizer Elektrizitätswirtschaft an ausländischen Kraftwerken eine lange Tradition und der Verbund von nicht regelbaren Energien (Atomenergie, Windenergie) mit der Wasserkraft war schon immer ein eminent rentables Geschäft der „Stromdrehscheibe Schweiz“.\nFolgerungen für den Kanton Bern Für den Kanton Bern wird deshalb sowohl die einheimische Energie als auch die ausländische Stromerzeugung im Verbund mit Wasserkraft von grosser Bedeutung bleiben: • Einheimische Anlagen gilt es aus Gründen der Versorgungssicherheit und der einheimischen Wertschöpfung zu fördern.\n• Beteiligungen im Ausland bleiben wichtig für die gewinnbringende Veredelung von Strom dank den Speicherkraftwerken. • Stromimporte in Ergänzung zur einheimischen Erzeugung erhöhen die Versorgungssicherheit.\n43/88 5. QUANTIFIZIERUNG DES BEDARFS FÜR DEN KANTON BERN Will man den Kanton Bern auf erneuerbare Energien umstellen, ist eine Schätzung des Zusatzbedarfs erforderlich. Dies gilt insbesondere für den Stromsektor, wo die erforderlichen Investitionen in Stromnetze und neue Kraftwerksleistung plausibel aufgezeigt werden müssen. Etwas • Im Wohnungsbau sind mit dem Energie‐P‐Label energieautarke Lösungen möglich, die den Energiebedarf von Immobilien übers Jahr gesehen ohne Bezug von Fremdenergie ermöglichen.\n• Für den Verkehr gehen wir vereinfachend davon aus, dass der Bedarf an erneuerbaren Energien wie bisher vorwiegend aus dem Ausland bezogen wird. Würde man den fossilen Energieverbrauch der Motorfahrzeuge auf Basis von Windenergie abwickeln – wozu konsumseitig ein erheblicher Infrastruktur‐Umbau nötig wäre – müssten in Nordsee rund 1200 Turbinen à 6 MW gebaut werden, ein keineswegs absurdes Vorhaben. 46 Berechnung des Strombedarfs aus erneuerbaren Energien Die Stromerzeugung der Schweiz setzt sich wie folgt zusammen: Jahr Wasserkraftwerke Kernkraftwerke Konventionell-thermisch Landeserzeugung Mittelwert 1997-2006 36'321 24'742 2'699 63'762 Anteile in % 57% 39% 4% 100% Figur 37 Zusammensetzung der Landeserzeugung (Mittelwert 19972006) Der schweizerische Stromverbrauch im Jahre 2006 bezifferte sich wie folgt: Jahr Nettoerzeugung Import/Export- Landesverbrauch Netzverluste Endverbrauch 2006 59'421 2'703 62'124 4'342 57'782 Figur 38 Nettoerzeugung (ohne Pumpverluste), Landesverbrauch und Endverbrauch Bei der Berechnung werden folgende Annahmen getroffen: • Es wird rechnerisch unterstellt, dass die thermischen Werke auf Basis von Wärme‐Kraft‐Kopplung betrieben werden, welche die Gesamteffizienz verbessern.\nSie werden deshalb nicht durch erneuerbare Energien substituiert, solange in der Schweiz noch fossile Brennstoffe zum Einsatz kommen.\n• Es wird rechnerisch unterstellt, dass der Stromverbrauch für die Pumpspeicherung dem Stromaussenhandel dient und deshalb auch aus dem Ausland bezogen wird. Die Schweiz wäre für eine reine Binnenversorgung nicht auf Pumpspeicher angewiesen. • Wir gehen ferner davon aus, dass der Kanton Bern mit 13% der Bevölkerung einen proportionalen Stromverbrauch von 13% des nationalen Endverbrauchs aufweist. 46 Berechnungsbasis: Benzin‐ und Dieselverbrauch 2006 rund 5,336 Mio. Tonnen, entsprechend 53360 GWh. Energieeinsparung dank Batterie/Elektrobetrieb 50%; Produktion pro Windturbine à 6MW in der Nordsee 23 GWh (Kapazitätsfaktor 45%).\nWollte man den Strom für den Autoverkehr allein mittels Photovoltaik herstellen, müssten dafür rund zwei Drittel der Süd‐Dachflächen mit kristallinen Solarzellen bestückt werden.\n44/88 CH total GWh Anteil13% Kanton Bern GWh Endverbrauch 57'782 7'512 Wasserkraftwerke - 36'321 -4'722 Konventionell- - 2'699 -351 verbleibender Eigenbedarf 18'762 2'439 Verbrauchswachstum 5% von Endverbrauch 2'889 376 Sicherheitszuschlag 5% v. Endverbrauch 2'889 376 Ersatzbedarf total 24'540 3'190 Figur 39 Ersatzbedarf in der Schweiz und im Kanton Bern Daraus ergibt sich für eine kalkulierte Vollversorgung mit erneuerbaren Energien im Stromsektor ein Ersatzbedarf (inkl. Verbrauchswachstum und Reserve) von 24540 GWh (Schweiz) bzw. 3190 GWh (Bern), also ungefähr die Stromerzeugung des nationalen bzw.\nkantonalen Atomparks. 3,2 TWh entspricht ungefähr der Stromerzeugung des Atomkraftwerks Mühleberg.\n45/88 6. POTENTIALE DER ERNEUERBAREN ENERGIEN BIOMASSE Für Biomasse und Kehricht liegen detaillierte Potentialstudien für die Schweiz vor. Im Bericht „Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz“ des Bundesamtes für Energie (BFE) heisst es: „Unter dem neuen Stromversorgungsgesetz (siehe Vernehmlassung) soll der Anteil der neuen erneuerbaren Energien bis 2035 auf 10% des gesamten Elektrizitätsverbrauchs, d.h. ca. 5.6 TWh oder rund 20 PJ gesteigert werden. Bei dem geschätzten Nutzungspotenzial von 20 PJ könnten somit 100% dieses Zielwerts durch die Erzeugung von Strom aus Biogas‐ und Holzvergasungsanlagen erbracht werden.“47 Biomasse ist ein flächenspezifisches Produkt, weshalb der Kanton Bern mit 23% der Landesfläche im Verhältnis zur Bevölkerungszahl ein überdurchschnittliches Potential aufweist.\nNimmt man diese Kantonsfläche als Basis, ergibt sich für den Kanton Bern ‐ abgeleitet aus der gesamtschweizerischen Schätzung ‐ ein Stromerzeugungspotential von 1275 GWh pro Jahr.\nBiomasse Fläche ha Anteil an Landesfläche Biomassestrom 2004 GWh Steigerungspotential GWh Schweiz 4128447 100% 148 5500 100% Bern BE 957197 23% n.a. 1275 23% Figur 40 Potential Biomasse CH und Kanton BE 47 „Potentiale zur energetischen Nutzung von Biomasse in der Schweiz“, Dezember 2004 S. 205, Hrsg. Bundesamt für Energie\n46/88 KEHRICHTVERSTROMUNG Siedlungsabfälle entstehen proportional zur Bevölkerungszahl. Auch hier liegen für die gesamte Schweiz Evaluationen über die Potentiale vor.48 Daraus ergibt sich ein theoretisches Potential von 263 GWh für den Kanton Bern.49 Kehricht Bevölkerung Strom aus Kehricht 2004 (GWh) Steigerungspotential (GWh) Anteil Schweiz 100% 1538 2000 100% Bern BE 13% n.a.\n263 13% Figur 41 Potential Strom aus Kehricht, Schweiz und Kanton BE 48 Verband der Betriebsleiter und Betreiber Schweizerischer Abfallbehandlungsanlagen (VBSA): Strom aus Abfall: weit mehr ist möglich, Information für die Medien, Bern, 29. Juni 2005 49 Angesichts der geographisch ungleichen Verteilung von Kehrichtverbrennungen bleibt aber noch zu verifizieren, wie hoch die Potentiale im Kanton Bern tatsächlich sind und welche Potentiale hier auf andere Kantone entfallen.\n47/88 WINDENERGIE Das Paul‐Scherer‐Institut ist wegen seiner ideologischen Nähe zur Atomlobby nicht für seine Sympathien für erneuerbare Energien bekannt. Bemerkenswert ist indessen, dass dieses atomnahe Institut ein Windstrompotential für die Schweiz ermittelt hat, welches die Stromerzeugung des Atomkraftwerks Mühleberg deutlich übersteigt:50 1150 GWh aus „Windparks“ 2850 GWh aus „Einzelanlagen“ 4000 GWh Total Stromerzeugung aus Windkraft Figur 42 Windpotential Schweiz gemäss Schätzung des PSI Der Kanton Bern ist insofern privilegiert, als er zu den besonders windgünstigen Kantonen gehört: auf den Juraketten, im Emmental und in den Alpen befindet sich eine Grosszahl sehr guter Standorte.\nWir rechnen dem Kanton bei der Windenergie deshalb ein doppelt so grosses Potential pro km2 zu wie im schweizerischen Durchschnitt, in der Gewissheit, dass das technisch nutzbare Potential effektiv noch grösser wäre, aber aus Gründen der sozialen Akzeptanz nicht ausgeschöpft wird. Potentiale Viele neuere Studien aus allen Weltteilen zeigen, dass das tatsächliche Potential der Windenergie wesentlich grösser ist als die in früheren Messungen geschätzten Werte. „Die zahlreichen Abschätzungen des möglichen Windkraftpotenzials in Österreich reichen von 3.000 GWh bis zu knapp 20.000 GWh. Bei den meisten dieser Abschätzungen ist zu beobachten, dass der momentane Stand der Technik für die Abschätzungen herangezogen wurde.\nTechnische Weiterentwicklungen, wie sie gerade bei der Windkraft in extremen Maße zu beobachten sind, wurden praktisch nie antizipiert.“ 51 Die Nutzung in Österreich konzentriert sich auf einige wenige Regionen, vorab in Niederösterreich. Mit den alpinen Standorten auf der hohen Tauern wurde aber der Beweis erbracht, dass auch in hohen Lagen eine rentable Stromerzeugung mit Wind möglich ist. Figur 43: Windstandorte in Österreich 50 Paul Scherrer Institut: Erneuerbare Energien und neue Nuklearanlagen, Hrsg. Bundesamt für Energie, Februar 2005 51 Stefan Hantsch, Stefan Moidl: Das realisierbare Windkraftpotenzial in Österreich bis 2020 St.Pölten, Juli 2007\n48/88 Interessant am österreichischen Beispiel ist, dass die meisten Windkraftanlagen in Gebieten liegen, die in den offiziellen älteren Windkarten als „No‐Wind“‐Gebiete eingezeichnet wurden. . Figur 44: Windatlas basierend auf Daten von 1992: Österreich, Italien und weite Teile Spaniens wurden als praktisch windstille Gebiete eingezeichnet. In den frühen Windkarten (Beispiel:1992) wurden die Potentiale in Zentraleuropa unterschätzt; vorwiegend die Küstenlagen galten als windgünstig. Inzwischen gehören Standorte in Zentralspanien, Italien oder Österreich zu den Gebieten mit intensiver Windstromgewinnung.\nFigur 45 Windatlas Europa, 80 m Nabenhöhe (Quelle: BWE/Neue Energie 2006) In modernen Windkarten, basierend auf Messungen auf 80 m Nabenhöhe zeigt sich das wahre Potential der Windenergie: in fast allen Gebieten Europas (gelb) lassen sich Nutzflächen mit Windgeschwindigkeiten von mehr als 5 m pro Sekunde identifizieren. Für eine Vollversorgung mit Strom aus Windenergie würde weniger als 1 % der europäischen Landmasse beansprucht. Für Österreich halten Handsch & Moidl fest: „Auffallend sind die hervorragenden Werte im Burgenland und in Niederösterreich…im Burgenland [wurden] über 50% der Energie von Anlagen\n49/88 geliefert, die zwischen 2.200 und 2.400 Volllaststunden erreichten…. Ein Grund für die guten Ergebnisse sind die immer effizienteren Anlagen…gerade die praktische Erfahrung mit den errichteten Windkraftanlagen und deren im internationalen Vergleich hohe Leistungsfähigkeit zeigen die grundsätzlich günstigen naturräumlichen Gegebenheiten in weiten Teilen Österreichs für die Nutzung der Windkraft.“ Aus Figur 46 geht hervor, dass die Windverhältnisse in der Schweiz keineswegs schlechter sind als in Österreich, mit attraktiven Standorten in der Westschweiz, den Alpen und Voralpen. Bereits die 2005 errichtete 2‐MW‐Anlage in Collonges bei Martigny (VS) hat mit 4,4 GWh Stromproduktion (2006/7) und 4,3 GWh (2007/8)viele Experten überrascht, denn solche Produktionswerte hielt man bisher nur in Küstennähe für möglich.\nFigur 46 Windatlas Schweiz: Die besten Windressourcen finden sich in Westschweiz, Alpen und Voralpen. 52 Unterstellt man, dass die technische Entwicklung weiterhin nicht stillsteht, dann sollte es niemanden überraschen, dass das effektive Wind‐Potential noch höher liegt als der vom PSI auf 4 TWh veranschlagte Wert. Für die reale Bedeutung der Windenergie sind aber weniger die Windressourcen als die zonenrechtliche Zulassung neuer Anlagen entscheidend, denn wie in Deutschland (Hessen, Baden‐Württemberg, Bayern) ist auch in der Schweiz mit Widerstand von Landschaftsästheten und Atombefürwortern zu rechnen, die neue Windkraftwerke um jeden Preis verhindern wollen – auch dort wo sie das Landschaftsbild bereichern und von der Bevölkerung unterstützt werden.\nDie ästhetische Wirkung von Windturbinen ist umstritten. In Befragungen finden Wind‐ und Solarkraftwerke meistens bei den direkten Anwohnern die grösste Zustimmung. 52 Daten Suisse Eole/ meteotest http://www.wind‐data.ch/windkarte/index.php\n50/88 Ob Windturbinen als Belästigung oder als Bereicherung der Landschaft verstanden wird, ist umstritten. Manche sehen darin einen künstlerischen Ausdruck von Harmonie zwischen Mensch und Natur. Vom deutschen Künstler Richard Schindler53 stammt der prüfenswerte Vorschlag, dass Gemeinden mit Windkraftwerken öffentliche Fernrohre einrichten, die es ermöglichen, den Lauf der Windturbinen bei gutem Wetter von den Stadtzentren aus zu beobachten. Erneuerbare Energien werden die schweizerischen Landschaften nicht bloss stören, sondern auch erhalten helfen. Die hohe Bedeutung der Windenergie für die zukünftige Stromversorgung sollte aktiv kommuniziert werden.\nWindenergie ist in der Lage, alle Atomkraftwerke und alle fossilen Kraftwerke der Welt zu ersetzen, bei einer Beanspruchung von weniger als 1 % der Landmasse. Die ästhetische Dimension sollte deshalb im Kontext der irreversiblen Landschaftseingriffe durch Kohle, Erdgas und Atomenergie diskutiert werden. Die Klimaveränderung wird sämtliche Gletscher in den Alpen abschmelzen lassen, radioaktive Abfälle bedrohen die Lebensgrundlagen der nachfolgenden Generationen. Das herkömmliche Landschaftsbild und die Biodiversität werden durch die konventionellen Energien ganz massiv beeinträchtigt. Es ist deshalb wenig sachgerecht, dass die Stiftung Landschaftsschutz fast sämtliche Windprojekte in der Schweiz kategorisch bekämpft.\nWenn schon, dann sollen die Anwohnerinnen und Anwohner demokratisch entscheiden können. Wenn die Erstellung von Windturbinen mit Hilfe von Richtplänen in vernünftige Bahnen gelangt und zudem – als weitere Ausgleichsmassnahme – die Hochspannungsleitungen durch Erdkabel ersetzt werden, dann entsteht ein Gleichgewicht von Schützen und Nützen.\nWindpotentiale im Kanton Bern Fläche ha Anteil an Landesfläche Potential GWh % mittlere Zahl Vollaststunden Anzahl MW Leistung pro WKA Anzahl Turbinen Schweiz 4128447 100% 4000 100% 2000 2000 2.5 MW 800 Kanton Bern 957197 23% 1850 46% 2000 927 2.5 MW 371 Figur 47 Grobschätzung Windstrom. Annahme: im Kanton Bern besteht spezifisch ein doppelt so hohes Potential wie im CHDurchschnitt (eigene Schätzung, Basisdaten PSI) Die reale Bedeutung der Windenergie hängt stark von der konkreten Bewilligungspraxis ab. Dank den für die Windenergie positiven Entscheiden des Bundesgerichts vom August 2007, welches die energiewirtschaftliche Bedeutung der Windenergie anerkennt, können die Kantone die Genehmigungen für Windkraftanlagen weitgehend nach nutzungsrelevanten Kriterien erteilen.\nDabei ist klar, dass auch in Zukunft nicht alle technisch möglichen Standorte realisiert werden. Manche Standorte werden sich bei den geltenden Einspeisevergütungen (17‐20 Rp./kWh) als unrentabel erweisen, weil die Turbinenpreise als Folge der starken globalen Nachfrage in jüngster Zeit deutlich angestiegen sind. Im Kanton Bern herrscht aber grundsätzlich eine positive Einstelllung zur Windenergie, denn die bestehenden Anlagen im Jura werden von den Anwohnern und den zahlreichen Besuchern mehrheitlich als positiv geschätzt. Schätzt man, dass die Windressourcen im Kanton aufgrund der Berner Topographie etwa doppelt so gut sind wie im schweizerischen Mittel, dann ergibt sich eine Windstrom‐Ressource von 1850 GWh.\nWürde man diese ausschöpfen, würde dies im ganzen Kanton zum Bau von etwa 350‐400 Turbinen mit einer Leistung von 2 bis 3 MW führen.\n53 Richard Schindler: Landschaft verstehen, Freiburg 2005\n51/88 WINDIMPORT STATT ATOMIMPORT Die Schweizer Elektrizitätswirtschaft hat seit den sechziger Jahren und auch noch lange nach der Atomkatastrophe von Tschernobyl auf skrupellose Art Beteiligungen und langfristige Bezugsrechte an französischen Atomkraftwerken erworben. Die importierte Leistung summiert sich auf rund 2,5 GW, entsprechend der Leistung von ca. 2½ „Gösgen“. Die Atomkonzerne weisen zurecht darauf hin, dass diese Verträge in Zukunft auslaufen oder abgelöst werden müssen und geben damit zu, dass das Ende dieser Atomkraftwerke näher rückt.\nDiese Atomkraftwerke sind veraltet und nicht mehr betriebssicher (mangelnder Schutz vor Erdbeben, vor Terroranschlägen, Flugzeugabstürzen usw.) Besitzer- Konsortium Partnerwerk Beginn (Jahr) Laufzeit Leistung (MW) KBG Fessenheim 1978 Lebensdauer 267 AKEB Bugey 1979 Lebensdauer 324 AKEB Cattenom 1989/91 Lebensdauer 200 KBG Cattenom 1989/91 Lebensdauer 566 EOS EDF 1991 ? 100 NOK EDF 1994 Lebensdauer 100 EOS EDF 1995 ? 100 ENAG EDF 1995 25 Jahre 200 NOK EDF 1996 ? 100 NOK EDF 1997 Lebensdauer 100 NOK EDF 1998 Lebensdauer 100 ENAG EDF 2000 25 Jahre 200 NOK EDF 2000 Lebensdauer 100 NOK EDF 2003 Lebensdauer 100 Total 2557 Figur 48 Strombezugsverträge und Beteiligungen der Schweizer Elektrizitätswirtschaft in Frankreich Im Umfeld des Booms der erneuerbaren Energien schiene es logisch, diese Bezugsrechte durch kostensichere erneuerbare Energien zu ersetzen – vorerst Windstrom, später ergänzt durch Solarstrom.\nGWh (geschätzt) MW Französische Atombezugsrechte und ‐Beteiligungen 20104 2550 Ersatz durch europäische Wind‐Beteiligungen 20104 9180 Anteil Kanton Bern 13% 2614 1193 Figur 49 Ersatz der Atombeteiligungen durch Wind‐Beteiligungen in Europa Um den französischen Atompark von 2560 MW zu ersetzen, wäre ein Windpark von rund 9180 MW notwendig, denn der Kapazitätsfaktor (Jahresproduktion/Jahresleistung) beträgt bei der Windenergie etwa 25% (offshore ca. 45%), bei den Atomkraftwerken 80‐90 %. Es ist deshalb pro MW Atomenergie ein Ersatzbedarf von 3‐4 MW Windenergie onshore oder 2 MW Windenergie offshore erforderlich.\nWollte der Kanton Bern seinen Anteil an den ausländischen Atombeteiligungen im Verhältnis 1:1 durch Windbeteiligungen ersetzen, müssten er – bzw. die in seinem Mehrheitsbesitz stehenden Elektrizitätswerke oder die bernischen Konsumentinnen oder Konsumenten selber– Beteiligungen oder Bezugsrechte an rund 1200 MW Windenergie einkaufen – bis 2020 also rund 100 MW pro Jahr. 1200 MW entsprechen im Zeitraum bis 2020 weniger als 0,1% des weltweit zu erwarteten Zubaus von rund 1‐2 Millionen Megawatt an Windenergie. Zu den Akteuren, die am besten für solche Erwerbungen geeignet wären, gehören natürlich die Eigentümer der grossen Speicherkraftwerke, die die variablen Produktionszyklen optimal managen könnten und den Windstrom zu Spitzenstrom veredeln könnten.\nDenkbar ist aber auch, dass Windenergie von privaten\n52/88 Konsumenten als zertifizierter Ökostrom eingekauft wird – die Elektrizitätswerke treten dann nur als Transporteure oder Zwischenhändler in Erscheinung. Sollten die Schweizer Atomkonzerne tatsächlich neue Atomkraftwerke bauen, dürfte es zu einer breiten Absetzbewegung von linken und grünen Konsumentinnen und Konsumenten kommen, sobald der Strommarkt geöffnet wird. In Deutschland ist ein Boom der Lieferungen von echt grünen Strom (anstelle des „gewaschenen“ Atomstroms der herkömmlichen Anbieter) bereits im Gang.\nMit dem Wegfall von Zehntausenden von Kunden liessen sich die mörderischen Atom‐Pläne von Axpo, BKW und Atel, welche den Ausbau der erneuerbaren Energien politisch systematisch sabotieren, angemessen honorieren.\nDer Kampf für Sicherheit vor Atomkraftwerken und für sauberen Strom erhielte eine realwirtschaftliche Verstärkung. Die grüne Politik von SP und Grünen erhielte ein wirtschaftliches Standbein, ähnlich wie die Biobauern heute ein wirtschaftlicher und politischer Faktor sind, aber mit der Perspektive auf Eroberung weit höherer Marktanteile als in der Landwirtschaft.\n53/88 GEOTHERMIE Die tiefe Geothermie spielt in der Stromerzeugung der Schweiz noch keine gewichtige Rolle, in der Wärmegewinnung hingegen schon. Wegen starken Erdstössen bei der Klüftung im Untergrund musste das Basler Projekt nach dem Hot Dry Rock‐Verfahren vorübergehend sistiert werden. Inwiefern es weitergeführt und zur Strom‐ oder Wärmenutzung dienen wird, wird derzeit abgeklärt. Tatsache ist aber, dass in Deutschland und Frankreich (Soultz‐sous‐Forêts) inzwischen mehrere Projekte zur Wärme‐ und Stromerzeugung aus tiefer Geothermie realisiert wurden, welche den Funktionsnachweis dieser Technik erbracht haben.\nZudem nimmt die Verbreitung von oberflächennahen Systemen zum Heizen und Kühlen rasch zu. Welche Potentiale hier tatsächlich bestehen, umschreibt ein Auszug aus einem Bericht des Tages‐ Anzeigers: „Zürich plant Probebohrung für Geothermie Zürich. – Die Stadt Zürich will Geothermie nutzen und plant beim Triemlispital eine Probebohrung. Das Stadtspital Triemli wird vom Stadtrat gerne als Leuchtturm bezeichnet…So sollen es künftig Wärmepumpen, eine Holzschnitzelheizung und die Tiefen-Geothermie mit Energie versorgen…. Dabei stellt sich allerdings ein Problem: Die Stadt weiss nicht, ob die Nutzung von Geothermie beim Triemli überhaupt möglich ist.\nDafür müsste sie so tief bohren können, bis sie auf mindestens 85 Grad warmes Thermalwasser stösst. Der Stadtrat will deshalb beim Triemli eine so genannte Horch-Bohrung durchführen…: Er möchte ein 3000 Meter tiefes Loch bohren und probeweise Wasser hochpumpen. Um Energie zu gewinnen, würde später dem Wasser die Wärme entzogen. Damit könnte die Stadt nicht nur das Spital, sondern auch das Schulhaus Döltschi und die Liegenschaften der Baugenossenschaft Sonnengarten heizen. «Wir könnten in der ganzen Stadt bis zu hundert solcher Wärmeverbunde bilden. Geothermie ist die Technologie, mit der wir in 50 Jahren die Stadt heizen», sagte Robert Neukomm (SP), Vorsteher des Gesundheits- und Umweltdepartements.“ 54 Für die Entwicklung bis 2020 ist die Rolle der Geothermie schwierig einzuschätzen.\nDas Stromversorgungsgesetz sieht explizite Fördermassnahmen nur für die Stromerzeugung aus Geothermie vor (Bürgschaften, Einspeisevergütungen u.a.). wegen der Entwicklung des Ölpreises ist aber auch die Nutzung der Wärme bzw. Abwärme sehr interessant und könnte eine Vielzahl fossiler und elektrischer Heizungen ersetzen.\nDer Kanton Bern würde sich wegen der hohen Erdbebensicherheit als Standort besser eignen als Basel‐Stadt. Konservativ gehen wir aber davon aus, dass in den nächsten zwölf Jahren nur eine einzige Kombianlage zur Strom‐ und Wärmegewinnung in BE in Betrieb gehen wird: Geothermie Leistung Wärme MW Leistung Strom MW Jahreserzeugung Strom (GWh) Stand 2020 25 4.25 34 Horizont 2030 250 42.5 340 Figur 50 geschätztes nutzbares Strompotential aus Geothermie im Kanton Bern bis 2020 und 2030 (nicht zu verwechseln mit den physikalischen Potentialen) 54 Tages‐Anzeiger 1.Februar 2008, Seite 13 (Original‐Text gekürzt)\n54/88 PHOTOVOLTAIK In der Solartechnik wird mit dem grössten relativen Marktwachstum unter allen erneuerbaren Energien gerechnet (von 3,7 GW auf 15 GW Neuinstallationen pro Jahr bis 2010)55 . Die Fristen zur Erstellung neuer Solarfabriken scheinen sich wegen der immer häufigeren Bestellungen, dem Auftreten kapitalkräftiger Akteure (Q‐Cells, Sharp, Oerlikon, Applied Materials) und der zunehmenden Routine innerhalb der Branche ebenfalls deutlich zu verkürzen (< 1 Jahr). Weil sich die Versorgung der Branche mit industriellem Silizium laufend verbessert und weil der spezifische Materialbedarf sinkt, wird mit einem deutlichen Preisrückgang bereits ab ca.\n2009/10 gerechnet. Zudem kommen immer mehr Dünnschichtzellen auf den Markt, die einen rund hundert Mal geringeren Siliziumbedarf pro Watt aufweisen als die herkömmlichen Fabrikate. SolarstromPotentiale in der Schweiz Die Axpo behauptet in Ihrer vom PR‐Büro Burson‐Marsteller verfassten Propagandaschrift „Strom für heute und morgen, Stromperspektiven 2020“, dass nur 9% oder 5,2 TWh des schweizerischen Stromverbrauchs mit Solarzellen auf bestehenden Dächern produziert werden könnten.56 Auf welcher Basis diese Schätzung errechnet wurde, wird von den Axpo‐„Experten“ nicht erläutert. Alle wissenschaftlichen Untersuchungen schätzen den möglichen Beitrag der Photovoltaik um ein Vielfaches höher ein.57 • Die Internationale Energieagentur IEA schätzte den Beitrag der Photovoltaik für die Schweiz im Jahre 2002 auf 34,6 % des Stromverbrauchs,58 • Gutschner & Nowak schätzten die möglichen Potentiale im Jahre 1998 für den Kanton Fribourg auf 48% des Stromverbrauchs.59 Beide Studien beschränkten sich auf die Untersuchung möglicher Anlagen auf bestehende Dachflächen und Fassaden.\nBeide Studien kalkulierten mit einem niedrigen Modulwirkungsgrad von bloss 10%. Diese Annahmen müssen inzwischen als veraltet bezeichnet werden. Die heute gängigen Wirkungsgrade von klassischen kristallinen Zellen liegen bei rund 14‐17%, bei Dünnschichtzellen bei 8‐12%. Im Mittel rechnet man mit einer Steigerung der Wirkungsgrade von ca. 1% pro Jahr, wobei bereits heute Zellen mit über 20% Wirkungsgrad auf dem Markt erhältlich sind. Selbst Dünnschichtzellen werden in den nächsten Jahren 20% überschreiten, erklären Schweizer Solarforscher in Deutschland.60 Rechnen wir deshalb die Erträge von 10 % auf 17 % Modulwirkungsgrad hoch, so entstehen folgende PV‐Potentiale auf bestehenden Dachflächen: • Internationale Energieagentur: 55% des Stromverbrauchs • Gutschner & Nowak: 76% des Stromverbrauchs 55 Conkling & Rogol, Photon April 2007 56 Axpo: Stromperspektiven 2020 S.\n59 57 Dies gilt nicht für die „Denkschrift Energie“ der Schweizerischen Akademie der Technischen Wissenschaften, wo wiederum Axpo‐ Vertreter an den Berechnungen mitgearbeitet haben.\n58 IEA (Internationale Energieagentur), Potential for Building Integrated Photovoltaics, IEA Report PVPS T7‐4, Paris 2002 Seite 8 59 Marcel Gutschner, Stefan Nowak : Potentiel Photovoltaïque dans le Canton de Fribourg, Novembre 1998 60 Sascha Rentzing: Die Sonnenkönigin, Neue Energie 01/2008 S.98\n55/88 Figur 51 Was Solarstrom in der Schweiz leisten kann (in TWh) Eine Vollversorgung der Schweiz mit Strom aus Photovoltaik, ergänzend zur Wasserkraft, ist von den Potentialen her möglich. Dies gilt selbst bei ansteigendem Stromverbrauch. Es ist zudem nicht zwingend, dass PV‐Anlagen nur auf Dächern und Fassaden platziert werden.\nEs gibt Infrastrukturanlagen und Freiflächen, die sich für Solarzellen eignen: Lärmschutzwände, Strassenränder , Deponien, Staumauern, Pontons auf Stauseen oder ökologisch gestaltete Solarparks, wie sie in Deutschland und Spanien Verbreitung finden.\nDie tatsächliche Nutzung hängt auch bei dieser Technologie nicht von den technischen Möglichkeiten ab, sondern von den politischen Rahmenbedingungen (Einspeisevergütungen, Bewilligungsverfahren). Die Kosten eines solchen Ausbaus hängen wegen der dynamischen Absenkung der Einspeisevergütungen zudem stark vom Zeitpunkt der Investitionen ab. Die Solartechnik wird mit grosser Wahrscheinlichkeit im Laufe des nächsten Jahrzehnts die Wettbewerbsfähigkeit erreichen, also genau innerhalb jener Zeiträume, die von der Atomlobby für den Neubau von Atomkraftwerken vorgesehen ist. Atom‐ und Solartechnik stehen deshalb in einem direkten Konkurrenzverhältnis.\nJe mehr Geld in neue Atomkraftwerke fliesst, desto weniger Bereitschaft wird bestehen, in dezentrale Solaranlagen zu investieren. SolarstromPotentiale im Kanton Bern, Modulwirkungsgrad 10% Gutschner & Nowak haben die Grösse und Eignung der Dachflächen im Kanton Freiburg sehr detailliert analysiert. Wenn wir die Potentiale für den Kanton Freiburg (3,38% CH‐Bevölkerung) auf die Schweiz (100%) bzw. den Kanton Bern (13% CH) hochrechnen und die unterschiedliche Einstrahlung vernachlässigen, ergeben sich für den Kanton Bern 34,3 km2 und für die gesamte Schweiz 264 km2 „gute“ und „sehr gute“ Dachflächen (Südlage).\n56/88 km2 Nutzflächen Kanton FR km2 CH km2 Kanton BE km2 Dachflächen insgesamt 22 651.7 84.7 Best‐Dächer mit über 90% PV‐Leistung 5.6 165.9 21.6 Gut‐Dächer mit über 80% PV‐Leistung 3.3 97.7 12.7 total sehr gute und gute Dächer 8.9 263.6 34.3 Figur 52 nutzbare Dachflächen in FR nach Gutschner & Nowak, hochgerechnet auf Basis Bevölkerungszahl auf die Schweiz und auf den Kanton BE Auf diesen sehr guten und guten Dachflächen (über 0,9 bzw. 0,8 des maximalen Ertrags) haben Gutschner & Nowak 1998 folgende Stromerzeugungspotentiale errechnet: TWh Stromerzeugung Modulwirkungsgrad 10% FR TWh CH TWh BE TWh Ertrag Bestdächer TWh 0.56 16.59 2.1 Ertrag Gut‐Dächer TWh 0.3 8.89 1.1 Ertrag total TWh 0.86 25.47 3.3 Figur 53 Potentiale der solaren Stromerzeugung auf Dachflächen bei Modulwirkungsgrad 10% Nutzt man also die guten und sehr guten Flächen mit Modulen von 10% Wirkungsgrad (worunter heute bereits Dünnschichtzellen fallen), so kann man 25,47 TWh erzeugen und damit 44,4 % des schweizerischen bzw.\nbernischen Verbrauchs decken. Noch nicht einberechnet sind hier die ebenfalls nutzbaren West‐ und Ost‐Dächer, die fassadenintegierten Solar‐Bauteile sowie Ertragssteigerungen, die (zum Beispiel auf Flachdächern) mittels Nachführ‐Systemen erzielt werden können. Dazu kommt der seit 1998 gestiegene Modulwirkungsgrad.\nSolarstromPotentiale im Kanton Bern, Modulwirkungsgrad 17% Rechnen wir aber die seit 1998 eingetretenen Wirkungsgradsteigerungen von 10% auf 17% ein, so kommen wir auf den genannten Dachflächen auf folgende Strompotentiale: TWh Stromerzeugung Modulwirkungsgrad 17% FR TWh CH TWh BE TWh Ertrag Bestdächer TWh 1.0 28.2 3.7 Ertrag Gut‐Dächer TWh 0.5 15.1 2.0 Ertrag total 1.5 43.3 5.6 Figur 54 Potentiale der solaren Stromerzeugung auf Dachflächen bei einem Modulwirkungsgrad von 17% Bereits auf den „sehr guten“ Dachflächen kann der Kanton Bern zusammen mit der Wasserkraft den Bedarf für eine Strom‐Vollversorgung aus erneuerbaren Energien abdecken.\nEs hängt weitgehend von der Höhe der Einspeisevergütungen ab, wie viele Hauseigentümer bereit sind, ihre Dachflächen für die Stromerzeugung zu nutzen. Falls das Angebot an Dachflächen zu knapp ist, könnten die Gemeinden verpflichtet werden, ergänzende Freiflächen zur Verfügung zu stellen. Dies wäre auch kommerziell unter Umständen interessant: Mehrere Gemeinden könnten sich zusammenschliessen und auf vertraglicher Basis gemeinsame Areale zu nutzen, welche besonders an hohen Lagen hohe Erträge liefern (Beispiel „Mont Soleil“).\n57/88 Rechnet man pro Gemeinde maximal 1 ha Freifläche (100x100 Meter), dann würden im Kanton Bern rund 4 km2 oder 0,4 Promille der Kantonsfläche als „Dachergänzungsfläche“ zonenrechtlich ausgeschieden.\nDamit stünde ein Stromerzeugungspotential von 0,7 TWh zur Verfügung, was 21% des kalkulierten Ersatzbedarfs entspräche. Anzahl Gemeinden Fläche ha Fläche bei 1 ha pro Gemeinde km2 Anteil an Kantonsfläche in Prozent Stromerzeugungspotential Schweiz 2740 4128447 27.4 0.07% 4.7 Kanton Bern 398 957197 4.0 0.04% 0.7 Figur 55 Solare Nutzfläche, wenn jede Gemeinde 1 ha (=1,5 Fussballfeld) als Solarzone auszont Eine gewisse Flexibilität punkto Freiflächen empfiehlt sich, weil ein Teil der „guten“ Dachflächen für die solare Wärmeerzeugung beansprucht wird. Sonnenkollektoren sind wegen des höheren Wirkungsgrades (~50%) weniger flächenintensiv als Solarzellen, müssen aber in der Nähe der Wärmeverbraucher betrieben werden.\nSie geniessen damit auf Wohnbauten Priorität. Photovoltaik wird man vorrangig auf Landwirtschafts‐ und Gewerbegebäuden und nur ergänzend zu Sonnenkollektoren auf Wohnbauten errichten.\nPreisentwicklung in Varianten Die Photovoltaik befindet sich weltweit in einem sehr starken Wachstum, ist aber –trotz rasch sinkender Preise ‐ noch immer vergleichsweise teuer. In Deutschland gelten im Jahre 2008 folgende Einspeisevergütungen: BRD Einspeisevergütungen 2008 Eurocents Rp./kWh Dach < 30 kW BRD 46.75 77.14 Dach < 100 kW BRD 44.47 73.38 Dach > 100 kW BRD 43.98 72.57 Fassade < 30 kW BRD 51.50 84.97 Fassade < 100 kW BRD 49.22 81.21 Fassade > 100 kW BRD 48.74 80.41 Freilandanlagen 35.49 58.55 Figur 56 aktuelle Einspeisevergütungen Photovoltaik in Deutschland Figur 57 Entwicklung der deutschen Einspeisevergütungen bis 2012 und lineare Fortschreibung bis 2020\n58/88 In Deutschland ist mit der Novellierung des Erneuerbare‐Energien‐Gesetzes (EEG) eine beschleunigte Absenkung der gesetzlichen Einspeisevergütungen vorgesehen. Statt bisher 5 bis 6,5% pro Jahr sollen die Vergütungen ab 2009 um durchschnittlich 8% (nominal) pro Jahr sinken, was real (unter Einrechnung der Teuerung) einer Kostensenkung von rund 10% pro Jahr entspricht. In der Schweiz hat der Bundesrat die Einspeisevergütungen im März 2008 festgelegt. Die Verordnung sieht für die Photovoltaik ebenfalls eine Absenkung von 8% pro Jahr vor. Figur 58 Verlauf der Einspeisevergütungen in der Schweiz bei geltender Absenkung von 8% pro Jahr (Daten Bundesamt für Energie) Dank den Preissenkungen wird die solare Option auch unter wettbewerblichen Gesichtspunkten zunehmend interessant.\nOb die Industrie den Kostensenkungsrhythmus halten oder gar überbieten kann, wird sich zeigen. Die bisherigen Erfahrungen deuten darauf hin, dass die Preissenkungen stets nicht bloss erreicht, sondern übertroffen wurden, solange der Markt dynamisch wächst. Weil das Volumen der deutschen Einspeisevergütungen „ungedeckelt“ wächst, sind die deutschen Einspeisevergütungen auch für den Schweizer Markt bestimmend. Eine Absenkung, die über jene in Deutschland hinaus ginge, würde kaum zu tieferen Preisen, sondern eher zur Verlagerung der PV‐ Investitionen nach Deutschland führen.\nEinspeisevergütungen und Kostendeckel Die schweizerische Gesetzgebung sieht vor, dass der Kostendeckel bei sinkenden Preisen schrittweise angehoben wird. So heisst es im revidierten Energiegesetz Artikel 7a Absatz 4: „4 Von der Summe der Zuschläge nach Artikel 15b Absatz 3 dürfen höchstens beanspruchen: a. die Wasserkraft: 50 Prozent; b. die Photovoltaik:\n59/88 1. solange die ungedeckten Kosten 50 Rp./kWh übersteigen: 5 Prozent, 2. solange die ungedeckten Kosten zwischen 40 und 50 Rp./kWh betragen: 10 Prozent, 3. solange die ungedeckten Kosten zwischen 30 und 40 Rp./kWh betragen: 20 Prozent; c.\nalle anderen Technologien sowie die Photovoltaik, wenn die ungedeckten Kosten weniger als 30 Rp./kWh betragen: je 30 Prozent;“ Bei einer 8%‐Degression wäre die dritte Schwelle gemäss Stromversorgungsgesetz („Mehrkosten\n60/88 Figur 59 Entwicklung der deutschen Einspeisevergütungen bei einmaligem Preiseinbruch 2011 und linearer Fortschreibung (‐8%/a) 2012 bis 2014 Käme es um 2011 zu einem Preiseinbruch um 40% – und dies ist nicht als Prognose, sondern eher als Trendaussage zu verstehen, weil die Gewinnspannen so hoch sind ‐ dann würde die solare Stromversorgung stark an Attraktivität gewinnen. Mit Kosten zwischen 20 und 40 Rp./kWh wäre „Grid‐parity“ für viele Konsumenten erreicht und der hinderliche Kostendeckel von 300 Mio. Fr. käme politisch sehr stark unter Druck – auch und gerade in Gewerbekreisen. Die Gesamtleistung in der Schweiz könnte dann – wie in Deutschland oder Spanien – auf mehrere Tausend MW anwachsen und innert wenigen Jahren ganze Atomkraftwerke ersetzen.\nBesonders im Segment Haushalte würde die Stromerzeugung auf dem eigenen Hausdach rasch populär und könnte die Versorgungssicherheit deutlich erhöhen! Denn Solaranlagen produzieren vorwiegend im Sommer, wenn die Strompreise am höchsten sind. Die bereits heute verzeichnete hohe Kaufbereitschaft in Deutschland – rund 130‘000 Anlagen im Jahr 200763 – beweist, dass Hausbesitzer solche Dachnutzungen sehr gerne realisieren, wenn die Einspeisevergütungen stimmen. 63 http://www.iwr.de/re/iwr/08/01/1503.html\n61/88 WASSERKRAFT Figur 60 Stromerzeugung aus Wasserkraft und Anteil der Wasserkraft am Endverbrauch Die Wasserkraft gehört zu den wichtigsten Energieressourcen des Kantons Bern.\nMit einer installierten Turbinenleistung von 1387 MW und einer mittleren Produktionserwartung von 3144 GWh liefert der Kanton Bern einen Beitrag von gegen 10% des schweizerischen Stroms aus Wasserkraft. 64 Die Wasserkraft in der Schweiz hat in den letzten Jahrzehnten stetig leicht zugelegt (Trendlinie schwarz). Ihr Anteil am schweizerischen Stromverbrauch ist aber von über 100 Prozent auf ca. 60 % abgesunken, weil der Verbrauch schneller wuchs als der Zubau neuer Anlagen. Das Bundesamt für Energie hat verschiedene Studien veranlasst, welche die zusätzlich mögliche Stromerzeugung aus Wasserkraft auf 2000‐7000 GWh beziffern (erhöhte Restwassermengen eingerechnet).65 Nimmt man die Referenzgrösse von 3500 GWh, so entspräche dies im Kanton Bern ergäbe dies einer Produktionssteigerung um rund 350 GWh.\nWasserkraft Leistung Strom MW Jahreserzeugung Strom (GWh) Bestehend 1387 3144 Mittlerer Ausbau Ca.70‐9066 350 64 Bundesamt für Wasserwirtschaft: Statistik der Wasserkraftanlagen der Schweiz 2006 65 Bundesamt für Energie: Ausbaupotential der Wasserkraft, Bern November 2004 66 Die genauen Ausbaumengen sind in MW schwer zu beziffern. Häufig wird die Leistungssteigerung durch eine Modernisierung der Turbinen und der Elektronik zu erreichen sein, nicht unbedingt durch Neu‐ oder Ausbau des nassen Teils der Anlage.\n62/88 PUMPSPEICHERUNG KOMBINIERT MIT EUROPÄISCHER WINDENERGIE Wegen der dynamischen Entwicklung der Windenergie in Europa wäre für den Kanton Bern auch die Optionen zu prüfen, einheimische Pumpspeicher zu verstärken und mit ausländischer Windenergie zu bewirtschaften. Bei einer solchen Strategie gibt es verschiedene Optionen: • Schaffung zusätzlicher Turbinenleistung in bestehenden Speicherkraftwerken mit natürlichem Wasserzufluss • Schaffung zusätzlicher Pump‐ und Turbinenleistung in bestehenden Pumpspeicherwerken (nicht zu verwechseln mit Vergrösserung der Wasserspeicher!). Die bestehenden Stauwerke im Kanton Bern ermöglichen eine erhebliche Leistungssteigerung, ohne dass Stauseen vergrössert werden müssen.\nDiese Bauten erfolgen in der Regel unterirdisch und sind an der Oberfläche nicht wahrnehmbar.\n• Schaffung von neuen unterliegenden Auffangbecken zur baulichen Ausregulierung von Schwall und Sunk.67 • Ermöglichung neuer unterirdischer Pumpanlagen mit den neuen Auffangbecken nach Punkt 3 in Ergänzung bestehender Stauseen. Diese unterliegenden Auffangbecken, die gleichzeitig der Regulierung von Schwall und Sunk und der Pumpspeicherung dienen, müssen nur ca. 1‐2% des Fassungsvermögens von oberliegenden Stauseen beinhalten. Sie lassen sich in der Landschaft relativ diskret versorgen und dienen primär dem Schutz von Fauna und Flora. Die Regulierung von Tag‐Nacht‐Spitzen und die Speicherung von Windenergie verläuft in kurzen Zyklen von wenigen Stunden.\nDeshalb ermöglichen auch kleine Zwischenbecken einen grossen Gewinn an Flexibilität. Diese Becken sind viel kleiner als die früheren Projekte zur saisonalen Bewirtschaftung von Elektrizität, die zu monströsen Projekten (Grimsel West, Val Madris) führte, die auf grossen Widerstand stiessen.\nDie Margen für Spitzenenergie sind wegen dem steigenden Anteil der Windenergie und der damit verbundenen Volatilität im Steigen begriffen. Beim europäischen Umstieg auf Windenergie (und Solarenergie) müssten grössere Mengen als bisher während wind‐ und solarstarken Zeiten in Wasserspeichern reserviert werden, die dann bei Windstille mit hohen Margen veräussert werden könnten. 67 Unter Regulierung von Schwall und Sunk versteht man die Verhinderung von künstlichen „Tsunamis“ zu Beginn oder am Ende der Entleerung von Stauseen\n63/88 2 Figur 61 Die Preise für Spitzenstrom sind in den letzten Jahren stark angestiegen.\nDeshalb lohnt sich die zeitliche Fokussierung der Stromerzeugung aus Wasserkraft. (Daten Swep) Für den Kanton Bern wäre diese Strategie finanziell besonders reizvoll: • Die Zukäufe im Ausland würden vorwiegend während den windhöfigen Zeiten erfolgen, wenn die Strompreise eher tief notieren. • Die Verkäufe ans Ausland könnten verstärkt auf die Spitzenzeiten konzentriert werden, wenn die Preise hoch sind.\n• Die Versorgungssicherheit verbessert sich dank dem Zugriff auf die erneuerbare Windenergie, die im europäischen Verbund regelmässige, vorhersehbare Erträge liefert. Es käme zu einer Diversifikation der Stromerzeugung unter gleichzeitiger Verbesserung der Speicherfähigkeit ink. Erhöhung der Spitzenleistung als vorsorgliche Massnahme gegen Stromknappheit. Der Ausbau der Leistung von Wasserkraftwerken steht mit der Sanierung der Fliessgewässer und der Umsetzung gesetzlich garantierter Restwassermengen nicht grundlegend in Konflikt, denn die bauliche Regulierung von Schwall und Sunk für eine naturnahe Nutzung bestehender Wasserkraftwerke macht den Bau unterliegender Ausgleichsbecken so oder so erforderlich und könnte von der Aussicht auf gewisse finanzielle Erträge aus dem Pumpspeichergeschäft profitieren.\nEine Verlagerung der Wasserkraftnutzung auf die rentablere Bewirtschaftung bestehender Stromspeicher mit Windenergie hätte den Vorteil, dass Fliessgewässer saniert und Restwassermengen effektiver als bisher eingehalten werden könnten. Voraussetzung für ein solches „best‐case“‐Szenario ist allerdings, dass die Behörden die gewässerschutzrechtlichen Auflagen mit Nachdruck verfolgen.\n64/88 7. POTENTIALE DER ENERGIEEFFIZIENZ Energieeffizienz gehört zu den zentralen Pfeilern der Energiepolitik. • Energieeffizienz verbessert den Wirkungsgrad von Anlagen und Geräten: es geht darum, gleich viel Nutzen mit weniger Energieverbrauch erzeugen. • Energieeffizienz hängt entscheidend von der Wahl der Primärenergien ab. Ein hoher Marktanteil von Kohle, Gas, Öl und Uran führt zwangsläufig zu hohen Umwandlungsverlusten, ganz zu schweigen von den ökologischen Schäden und Risiken.\n• Ungenutzte Energie (meistens: Abwärme) verursacht Kosten; Abwärme ist Energie, die nie beim Konsumenten ankommt.\nDie Potentiale der Energieeffizienz wurden in jüngster Zeit von der Landesregierung verstärkt gewürdigt und als bedeutend eingeschätzt. In der „Plattform Energieeffizienz“ heisst es:68 „30 bis 70 Prozent sind machbar Die Einsparmöglichkeiten variieren je nach Anwendungsbereich. Werden das technische Einsparpotenzial, also die beste verfügbare Technik, und die langfristige technologische Entwicklung berücksichtigt, sind folgende Effizienzgewinne zu erwarten: Haushalt: Heizung und Warmwasser bei Neubau und Sanierung: 70 Prozent Kühlen/Gefrieren: 45 Prozent Waschen/Abwaschen: 50 Prozent Information und Kommunikation: 35 bis 70 Prozent Beleuchtung: 70 Prozent Dienstleistung und Landwirtschaft Heizung und Warmwasser: 70 Prozent bei Neubau, 50 Prozent bei Sanierung Beleuchtung und Geräte: 30 bis 50 Prozent Industrie Produktion: 30 bis 50 Prozent Heizung und Warmwasser: 80 Prozent bei Neubau, 40 Prozent bei Sanierung Beleuchtung: 70 Prozent Geräte/Motoren: 20 bis 50 Prozent Verkehr PW: 45 Prozent LW: 20 bis 30 Prozent Schienenverkehr: 20 Prozent Auch die Aktionspläne des Bundesrates legen einen Schwerpunkt auf Energieeffizienz.\nUnd die ETH konzipierte das Modell der „2000‐Watt‐Gesellschaft“, das sich mit den Bedingungen eines „welt‐ verträglichen“ Energieverbrauchs beschäftigt. Der Übergang von einer 6000‐ zur 2000‐Watt‐ Gesellschaft kann gelingen, wenn drei Voraussetzungen erfüllt sind: • erneuerbare Energien müssen anstelle von thermischen Kraftwerken treten, d. h. es braucht ein Verbot von Kohle‐ und Atomkraftwerken, mit einem möglicherweise verbleibenden, sehr kleinen Anteil an Erdgas, der bloss zur Spitzenregulierung und als Leistungsreserve zum Zug kommt. • Umstellung der schweizerischen Gebäudeparks auf Minergie‐P.\n• Umstellung des Verkehrs auf öffentlichen Verkehr, mit elektrischen Motorfahrzeugen für den Nahverkehr, in Form von hoch‐effizienten Steckdosen‐Hybrid‐Modellen, die mit Windstrom und Solarstrom betrieben werden.\n68 Strategiegruppe EnergieSchweiz: Plattform für Energieeffizienz von EnergieSchweiz für eine nachhaltige Energiezukunft, 2007 Seite 6\n65/88 Viele Massnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz können relativ rasch umgesetzt werden, durch Vorschriften, Sanierungsprogramme und Anreiz‐Systeme. EINSPARUNGEN DURCH BESTGERÄTESTRATEGIE Die Firma Prognos AG erhielt im Jahre 2001 vom Bundesamt für Energie den Auftrag, die möglichen Stromeinsparungen zu berechnen, wenn ab 2004 in der Schweiz nur noch die zum jeweiligen Zeitpunkt effizientesten Geräte verkauft werden dürften.\nDabei galt die Bedingung, dass die Zulassungsbeschränkungen nicht zu Funktions‐ oder Wohlstandseinbussen führen dürfen. Die möglichen Einsparungen wurden von Prognos auf 6,1 TWh beziffert, was über 20% des Stromverbrauchs von Geräten ausmacht. 69 Stromverbrauch Geräte 2004 31'141 GWh Abnahme bis 2020 (Bestgerätestrategie) 6108 GWh Figur 62 Stromgewinn aus Bestgeräte‐Strategie Schweiz (Angaben Prognos Aufgeschlüsselt nach Gerätetypen wies die Prognos‐Studie folgende Potentiale aus: Kategorie 2000 2005 2010 2015 2020 Haushaltsgeräte 0 ‐194 ‐669 ‐1'081 ‐1'337 Beleuchtung 0 ‐153 ‐709 ‐1'447 ‐2'156 Haustechnik 0 ‐224 ‐819 ‐1'443 ‐1'915 Unterhaltung 0 ‐22 ‐72 ‐101 ‐113 Büro/Kommunikation 0 ‐157 ‐326 ‐448 ‐587 Gewerbl.\nAnwendungen 0 0 0 0 0 Summe 0 ‐750 ‐2'595 ‐4'519 ‐6'108 Figur 63 Einsparungen nach Kategorie (Bestgeräte/Referenz), in GWh Umgerechnet auf den Kanton Bern mit 13 % der Bevölkerung ergibt sich hier ein Potential von 798 GWh.\n69 Prognos AG: Bericht: Die Entwicklung des Elektrizitätsverbrauchs serienmässig hergestellter Elektrogeräte in der Schweiz unter Status‐ quo‐Bedingungen und bei Nutzung der sparsamsten Elektrogeräte bis 2010 mit Ausblick auf das Jahr 2020, Bern 2002\n66/88 EFFIZIENZRABATTE FÜR INDUSTRIE UND GEWERBE ‐ REDUKTION DER STANDBY‐VERLUSTE Die Stadt Zürich hat einen Stromrabatt eingeführt, wenn sich Verbraucher verpflichten, nur noch effiziente Geräte zu beschaffen und den Verbrauch einem Monitoring unterstellen. Werden solche Boni für sparsamen Verbrauch auch im Kanton Bern eingeführt, liesse sich der Verbrauch, besonders in Immobilien, Haushalten, Klein‐ und Mittelbetrieben, besser steuern.\nWie gross die Erfolge eines solchen Programms sein werden, lässt sich im heutigen Zeitpunkt nur grob schätzen. Wir unterstellen, dass durch solche Massnahmen mindestens 5% des Verbrauchs im Industrie‐ und Dienstleistungssektor eingespart werden können. Besonders bei den KMU sind die Potentiale noch sehr gross, weil systematische Energieanalysen kaum je stattgefunden haben. Stromverbrauch 2006 GWh Dienstleistungen 15200 Industrie 19000 Total 34200 kalkuliertes Einsparungspotential 5% 1'710 Anteil Kanton Bern 222 Figur 64 Effizienzpotentiale Industrie und Dienstleistungen durch Effizienzrabatte (Quelle: Schweizerische Elektrizitätsstatistik) Gemäss Schätzungen belaufen sich allein die Standby‐Verluste auf über 5% des Elektrizitätsverbrauchs.\nJe nach Definition der Leerlaufverluste kann dieser Anteil noch viel höher sein, etwa wenn unnötige Warmhaltung z.B. von Kaffeemaschinen oder unnötiger Betrieb von Haustechnikanlagen berücksichtigt wird. Die Reduktions‐Potentiale sind bekannt, werden aber aus verschiedenen Gründen nicht umgesetzt.\nBeispiele: Sparsame Netzteile von elektronischen Geräten, Ausschalt‐Automatik für Büro‐ und Unterhaltungselektronik, Kaffeemaschinen, Präsenzmelder und Bedarfs‐Sensoren für Beleuchtung und weitere Haustechnikanlagen. Alle diese Verluste liessen sich durch geeignete Etikettierung und durch Zulassungsbeschränkungen deutlich eindämmen. Ebenfalls können Lenkungsabgaben auf Strom, wie sie der Kanton Basel‐Stadt kennt, eine Nutzung solcher Techniken begünstigen.\n67/88 ERSATZ VON ELEKTRO‐WIDERSTANDSHEIZUNGEN Über das Bestgeräte‐Szenario hinaus werden die verbleibenden Elektroheizungen und ‐Boiler (Verbrauch 2020: 3882 GWh) im Prognos‐Bericht70 bis 2020 vollständig durch bessere Optionen (Solaranlagen und Wärmepumpen) ersetzt werden.\nVerbräuche im Jahr 2000 (Daten Prognos) GWh Elektroheizungen 3960 elektrische Boiler 2172 Total Verbrauch Elektrowärme (ohne Öfeli) 6132 Reduktion im Rahmen des Bestgeräteprogramms ‐1915 Reduktion durch spezielles Sanierungsprogramm Elektrowärme ‐3000 verbleibender Bedarf Elektrowärme 1217 Figur 65 Entwicklung Verbrauch ElektroWiderstandsheizungen und Elektroboiler Die zusätzliche Substitution im Bereich Elektrowärme wird aus folgenden Faktoren abgeleitet: • Reduktion des Wärmebedarfs durch bessere Isolation • Höhere Leistungsziffern von Wärmepumpen • Zunehmende Marktdurchdringung der solaren Wärmegewinnung (Strom nur als Komplementärquelle) • Höhere Umstellbereitschaft bestehender Elektroheizungen und ‐Boiler im Umfeld steigender Strom‐ und Ölpreise; starke Wirkung kantonaler Programme Diese Umstellung ist wirtschaftlich betrachtet ein gutes Geschäft, denn alle Beteiligten sparen nicht nur Energie, sondern auch Geld.\nIm Bereich Wärmepumpen pflegen die Elektrizitätswerke ein wirksames Förderprogramm, welches zu einem raschen Ausbau der Kapazitäten führte. Unterstützt wurde das Programm durch kantonale Bauvorschriften. Die Eliminierung ineffizienter Elektroheizungen sollte bis 2020 (spätestens 2025) zu erreichen sein, wenn sie mit dem gleichen Engagement verfolgt wird wie die Umstellung von Ölheizungen auf Wärmepumpen. Das Stromsparpotential des Kantons Bern wird – proportional zur Bevölkerungszahl – auf 13% des Potentials von 3000 GWh oder 390 GWh geschätzt.\n70 Prognos AG: Bericht: Die Entwicklung des Elektrizitätsverbrauchs serienmässig hergestellter Elektrogeräte in der Schweiz unter Status‐ quo‐Bedingungen und bei Nutzung der sparsamsten Elektrogeräte bis 2010 mit Ausblick auf das Jahr 2020, Bern 2002\n68/88 STROMERZEUGUNG MITTELS WÄRME‐KRAFT‐KOPPLUNG Wärme‐Kraft‐Kopplung ist eine bewährte Technik, die – zum Beispiel in der Nordwestschweiz ‐ schon seit Jahrzehnten mit kantonalen Einspeisevergütungen abgegolten und realisiert wird. Sind die Einspeisevergütungen attraktiv, kann Erdgas in normalen Gasheizungen oder Wärmeverbünden verstromt und dadurch mit einem höheren Wirkungsgrad genutzt werden.\nWeil ein grosser Teil dieser Stromerzeugung – via Wärmepumpen –zum Ersatz von Ölheizungen beiträgt, kann eine solche Strategie (WKK+Wärmepumpen) zu erheblichen CO2‐Reduktionen führen. Wegen der hohen Ölpreise ist beim Heizen mit Öl und Erdgas in den kommenden Jahren ein deutlicher Trend zur Substitution zu erwarten. Anstelle von kleinen Hausanlagen werden Holz‐ Pellets, Solaranlagen und Wärmepumpen zum Zuge kommen. Grossanlagen in Mehrfamilienhäusern werden sich ebenfalls umstellen, aber möglicherweise einen namhaften Gasanteil vorerst beibehalten. Aus Effizienzüberlegungen sollte folgende Strukturierung gefördert werden: • Wo immer Erdgas verbrannt wird, sollte die Stromerzeugung geprüft werden.\n• Weil Wärme‐Kraft‐Kopplung bei grösseren Anlagen die besten Wirkungsgrade aufweist, sollten kleine Öl‐ und Gasheizungen vorrangig auf erneuerbare Energien umgerüstet werden. • Die grossen Gasheizungen (Mehrfamilienhäuser , Gewerbegebäude, Spitäler, Schulhäuser usw.) sollte Wärme‐Kraft‐Kopplung systematisch eingeführt werden. Die Anlagen können wärme‐ oder stromgeführt betrieben werden. Bei einer Stromführung (Anlagen laufen nur am Tag und liefern Spitzenstrom) muss die Wärme teilweise gespeichert werden. Die Wärmespeicher können dann multivalente Funktionen erfüllen, als Zwischenspeicher für Solarwärme oder für Abwärme von Kältemaschinen.\nGWh Erdgasverbrauch CH 29'937 bisherige Nutzung WKK ‐1'793 theoretisches WKK-Gas-Potential 28'144 Geschätzter Wirkungsgrad71 38% theoretisches Strom-Potential 10'695 Anteil Kanton BE 1'390 geschätzte Marktdurchdringung 25% realisierbares WKK-Potential 348 Figur 66 Potentialschätzung WärmeKraftKopplung Ausgehend vom schweizerischen Gasverbrauch von 29‘936 GWh (Mittelwert 2005/2006) werden zuerst die bereits verstromten Gasmengen für Fernwärmenetze in Abzug gebracht. Dies ergibt gesamtschweizerisch ein Strompotential von 102674 GWh und bezogen auf den Kanton BE von 1390 GWh. Bei einer Marktdurchdringung von 25% entsteht ein realisierbares Potential von 350 GWh bis 2020.\nEs handelt sich um Winterstrom, weil nur in der kalten Jahreszeit geheizt wird. 71 Verband Schweizerische Gasindustrie VSG, Jahresbericht 2004 S. 12\n69/88 8. POTENTIALE IN DER GESAMTSCHAU Potential GWh Bestgeräte‐Vorschriften 798 Einbau WKK in bestehende Gasheizungen 1390 Ersatz Elektro‐Widerstandsheizungen 390 Effizienzrabatte für KMU und Immobilien 220 Kehrichtverstromung 265 Biomasse‐Verstromung 1275 Geothermie bis 2030 340 Wasserkraft 350 Windkraft BE 1850 Wind‐Europa (=ehem. Atomverträge) 2600 Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer 5630 Total Effizienz + Erneuerbare 15108 Figur 67 Potentiale Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Stromeffizienz Kanton Bern Figur 68 Strom: Potentialeder Erneuerbaren und Energieeffizienz Kanton Bern Die identifizierten Potentiale übersteigen den Ersatzbedarf von 3200 GWh fast um das Fünffache.\nVon einer Energieknappheit kann keine Rede sein. Vielmehr geht es darum, die eigenen Ressourcen\n70/88 zu entwickeln und vorhandene Technologien zu nutzen. Angestrebt ist ein Energiemix, der die Potentiale optimal ausschöpft und die einheimische Wertschöpfung stärkt. Handwerker, Bauern, Gewerbefachleute, mittelständische Betriebe und Industrie sollen profitieren; die Bevölkerung soll die Gewissheit erhalten, dass das know how und die gewerblichen Strukturen vorhanden sind, um die Versorgungssicherheit mit unerschöpflichen, emissionsarmen und risikolosen Energieträgern jederzeit zu gewährleisten.\nAllfällige Einbrüche in der Öl‐ und Gasförderung oder Atomunfälle sollen die Versorgungssicherheit nicht länger gefährden.\nGefragt ist deshalb eine breit diversifizierte Beschaffungsstrategie. Sollten die aufgezeigten Potentiale trotz allem einmal knapp werden, seien der Vollständigkeit halber die weiteren möglichen Stromquellen genannt: • Geothermie: mit 340 GWh sind die effektiven Möglichkeiten nur zu einem Bruchteil genutzt. • Photovoltaik: werden die Dächer knapp, können Freiflächenanlagen an die Deckung beitragen. Pro Hektar Nutzungszone pro Berner Gemeinde (entsprechend 1,5 Fussballfeldern), erhöht sich die Stromerzeugung um 0,7 TWh oder um 10% des heutigen Endverbrauchs. Mit 10 Hektar PV‐ Fläche pro Gemeinde könnte bereits der ganze Stromverbrauch des Kantons erzeugt werden.72 Würde man die gesamte Bodenfläche (9571 km2 ) nutzen, entstünde ein Potential von 1627 TWh, entsprechend dem 232fachen des heutigen Verbrauchs.\n• Windstrom Europa: dem Einkauf von sauberem Windstrom aus Europa sind bei umsichtiger Planung kaum technische Grenzen gesetzt.\nÜBERSICHT UND UMSETZUNG Rechtsgrundlage Finanzierungsquelle Konfliktpotential Bestgerätestrategie Bundesrat/ VO kaum Kosten Kaum Effizienzrabatte für Industrie, Gewerbe und Immobilien Kanton via Netzgebühr ? Ersatz Elektro‐ Widerstandsheizungen Kanton CO2‐ Teilzweckbindung Atomlobby usw. Einbau WKK in bestehende Gasheizungen Kanton / evtl. Bund kant. EnG ? Biomasse‐Verstromung Bund EnG Kaum Kehrichtverstromung Bund EnG Kaum Windkraft BE Bund/Kanton EnG Stiftung Landschaft, Atomlobby Wind‐ anstelle Atomverträge EU Kanton/Regierungsrat BKW‐Investitionen Atomlobby BKW/EON Geothermie bis 2020 Bund EnG Technik/Bauzeit Geothermie bis 2030 Bund EnG Technik Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer Bund ungenügend ungenügend (StrVG) Atomlobby usw.\nWasserkraft Bund/Kanton StrVG Nur punktuell Figur 69 Potentiale, Zuständigkeiten, Konfliktpotentiale 72 Die Umlagerung auf Nachtstrpm müsste allerdings mit Wasserkraft /Pumpspeichern erfolgen. 70\n71/88 Methodische Anmerkung Bei den Potentialangaben handelt es sich um Grobschätzungen, kalkuliert auf Basis von eidgenössischen Studien. Aus unterschiedlichen Gründen werden niemals alle diese Potentiale voll ausgeschöpft. In manchen Fällen werden sich höhere Potentiale ergeben als hier angenommen. Um die Zielbeiträge einzelner Strategien abzuschätzen, wird eine Wertung vorgenommen, die auf diskutablen Einschätzungen beruht. Tatsache bleibt, dass die Potentiale mehr als ausreichen, um eine Umstellung auf erneuerbaren Energien innert nützlicher Frist – bis 2030 – auf jeden Fall zu erreichen, vorausgesetzt der politische Wille für diesen Weg setzt sich durch.\nBasierend auf der Abschätzung der Umsetzungskonflikte werden die folgenden Klassierungen vornehmen: OPTIONEN MIT HOHEN UMSETZUNGSCHANCEN • ohne nennenswerte Hindernisse und deshalb mit hohem Ausschöpfungspotential werden sich die Biomasse‐ und Kehrichtverstromung nutzen lassen. Opposition gegen Bewilligungen dürfte es kaum geben. Dank Einspeisevergütungen gemäss Energiegesetz ist die Finanzierung gesichert. • Ebenfalls auf wenig Opposition dürfte die Bestgeräte‐Strategie des Bundes stossen. • Wenigstens zu 40% sollte eine Ersatzstrategie für Elektro‐Widerstandsheizungen greifen, sei es dass der Kanton den Ersatz vorschreibt oder mit Sanierungsbeiträgen fördert.\nAllenfalls läuft dies der Atomlobby zuwider, die bisher um jeden Preis den Stromverkauf in ihrem Versorgungsgebiet zu steigern suchte. Mit der Strom‐Liberalisierung sind jedoch neue Absatzmärkte entstanden und viele Hauseigentümer werden froh sein, wenn ihnen der Kanton im Umfeld der gestiegenen Strompreise hilft, die alten Energieschleudern zu ersetzen.\n• Bei der Steigerung der Wasserkraft wird es neben den bekannten Konflikten um Landschaftsschutz und Tourismus (Grimsel) erhebliche Potentiale geben, die sich ohne grossen Widerstand nutzen lassen. Dazu gehört neben der Verbesserung alter Turbinen der Neubau von kleinen und mittelgrossen Kraftwerken (\n72/88 • Erst kleine Fortschritte werden bei der Photovoltaik unterstellt, weil erst mit fortschreitender Zeit die Kosten in den Bereich der übrigen erneuerbaren Energien sinken. • Auf erhebliche Gegenliebe bei der Wirtschaft könnten Effizienzrabatte stossen.\nDie Frage ist aber auch hier, ob die Obstruktionspolitik gegen Effizienzmassnahmen überwunden werden kann. Potential Ausschöpfung Zielbeitrag 2020 Windkraft BE 1850 50% 925 Biomasse‐Verstromung 1275 60% 765 Bestgerätestrategie 800 80% 640 Ersatz Elektro‐Widerstandsheizungen 390 40% 156 Wasserkraft 350 80% 280 Kehrichtverstromung 265 100% 265 Geothermie bis 2020 34 50% 17 Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer 5630 2% 113 Effizienzrabatte für Industrie, Gewerbe und Immob. 220 20% 44 Total 10814 3205 Figur 70 Optionen mit kurzen Umsetzungsfristen, die den Ersatzbedarf bis 2020 gerade abdecken OPTIONEN MIT MITTELFRISTIGEN UMSETZUNGSCHANCEN • Im Zeitraum ab ca.\n2012/2015 wird das Potential der Photovoltaik beschleunigt realisiert werden. Der strenge Kostendeckel im Eidg. Energiegesetz wird die Entwicklung zwar noch für einige Jahre blockieren, doch die Solarindustrie wird ihrerseits zu einem Wirtschaftsfaktor werden und gestützt von tieferen Preisen mehr Druck für höhere Umsätze aufsetzen. Bleibt der Bund passiv, könnte der Kanton Bern selber kantonale Einspeisevergütungen einführen. • Wann sich die BKW endlich an grossen Windfarmen beteiligen wird, ist wohl auch nur eine Frage der Zeit und des Generationenwechsels. Vorerst tut sie es (noch) nicht, weil sonst die Mär von der „Stromlücke“ noch unglaubwürdiger wird.\nMit zunehmendem Marktanteil der Windenergie in Europa wird die BKW aber nicht um Langzeitverträge herumkommen, will sie sich die grossen wirtschaftlichen Vorteile dieser Technik zunutze machen. Und über die Zukäufe am europäischen Spotmarkt fliessen bereits heute erhebliche Mengen Windenergie in die Schweiz. • Der Einbau von Wärme‐Kraft‐Kopplungsanlagen in bestehende (Gas‐)Heizungen ist stark von den gesetzlichen Regulierungen abhängig und von der Rolle, welche der Wärme‐Kraft‐Kopplung politisch zugebilligt wird. Ohne politische Entscheide, die auch die CO2‐Kompensationen regeln, wird dieses Potential sich angesichts der volatilen Gaspreise nicht erschliessen lassen.\nWann dies im Berner Parlament möglich ist, wo die Atomlobby seit Jahrzehnten das Szepter führt, bleibt ungewiss. Das WKK‐Potential könnte allerdings recht schnell zum Zuge kommen, wenn eine Volksmehrheit in der Volksabstimmung (zu erwarten um das Jahr 2012) den Neubau von Atomkraftwerken ablehnt.\n• Die Geothermie bedarf wegen der hohen Kapitalintensität der Anlagen einer stringenten Förderung, insbesondere bei der Finanzierung der Nahwärmenetze, die erst über Jahrzehnte amortisiert werden. Wegen der langen Bauzeiten sind grosse Beiträge erst nach 2020 zu erwarten. • Sind die Effizienzrabatte erfolgreich, verstärkt sich ihre Wirkung im Zeitablauf beträchtlich.\n73/88 Potentiale mit mittelfristigem Umsetzungshorizont und mittleren RealisierungsChancen Potential Ausschöpfung Zielbeitrag 2030 Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer 5630 10% 563 Wind anstelle Atombeteiligungen EU 2600+ 90% 2340 Einbau WKK in bestehende Gasheizungen 1390 25% 347.5 Bestgerätestrategie, verschärft 800 10% 80 Windkraft BE, Ausbauphase II 1850 10% 185 Geothermie bis 2030 340 40% 136 Effizienzrabatte Industrie, Gewerbe Immob.\n220 25% 55 Total 12830 3706 Figur 71 Potentiale mit mittelfristigem Horizont Auch die Potentiale mit mittelfristigem Horizont können mehr als den erfoderlichen Ersatzbedarf von 3100 GWh liefern.\nDer Kanton Bern hat sehr gute Chancen, die Stromerzeugung und die Wärmeversorgung in den nächsten Jahren auf erneuerbare Energien umzustellen. Diese Entwicklung bewegt sich im weltweiten Trend und ergibt sich aus den veränderten „Fundamentals“: • Die Preise der nichterneuerbaren Energien sind scharf gestiegen und schmerzen. • Investitionsbereitschaft wächst. Dank Einspeisevergütungen bestehen in ganze Europa Anreize geschaffen, die einen dynamischen Zubau ermöglichen.\n• Der Leidensdruck durch die Klimazerstörung wird grösser; internationale Verträge kann man nicht ewig ignorieren, auch wenn der amtierende Bundesrat dies bisher so handhabte.\n• Der Vorteil aller erneuerbaren Energien besteht darin, dass die Nutzungstechniken (Windturbinen, Solaranlagen, Pellet‐Öfen usw.) immer billiger werden. Primärenergien wie Wind, Wasserkraft, Solarenergie und Erdwärme sind bereits gratis und werden es bleiben. Den Standortgemeinden erwachsen aus einer aktiven Politik bedeutende finanzielle Einnahmen.\n74/88 DREI MÖGLICHE STRATEGIEN bodenständig europäisch innovativ Potential GWh Nutzungstiefe realisiert GWh Nutzungstiefe realisiert GWh Nutzungstiefe realisiert GWh Bestgeräte‐Vorschriften 800 80% 640 80% 640 80% 640 Biomasse‐Verstromung 1275 70% 893 50% 638 70% 893 Ersatz Elektro‐Widerstandsheizungen 390 70% 273 50% 195 70% 273 Kehrichtverstromung 265 100% 265 50% 133 100% 265 Effizienzrabatte für KMU und Immobilien 220 20% 44 0% 0 20% 44 Einbau WKK in bestehende Gasheizungen 1390 25% 348 0% 0 0% 0 Wasserkraft 350 80% 280 50% 175 30% 105 Windkraft BE 1850 50% 925 20% 370 30% 555 Wind‐Europa (=ehem.\nAtomverträge) 2600+ 0% 0 100% 2600 10% 260 Photovoltaik, Best‐ und Gutdächer 5630 1% 28 1% 28 15% 844 Geothermie bis 2030 340 0% 1 0% 1 5% 17 Total Effizienz + Erneuerbare GWh 3696 4779 3896 Figur 72 drei Strategien: bodenständig, europäisch oder innovativ Die Energiebeschaffung aus erneuerbaren Energien, der Klimaschutz und die Schaffung einer nachhaltigen Energieversorgung ist nicht nur eine noble Zukunftsaufgabe, sondern – wirtschaftlich gesehen – ein grosses Geschäft, eine Quelle von Einkommen und Vermögen, kurz: eine der grössten Geschäftsgelegenheiten seit der Erfindung der Dampfmaschine.\nWählt man einen strategischen Ansatz statt den Weg des geringsten politischen Widerstands, dann lassen sich drei Strategien unterscheiden: bodenständig, europäisch, oder innovativ. Bodenständig: maximale Wertschöpfung im Kanton Bern 3696 Europäisch: maximale Wertschöpfung dank europäischer Vernetzung 4779 Innovativ: Schwergewicht auf dem Ausbau der Zukunftstechnologien, insbesondere Photovoltaik und Geothermie 3896 Die Effizienz kommt in den drei Szenarien fast gleichmässig zum Zug. Es könnte sein, dass mit den Aktionsprogrammen des Bundes, den Einspeisevergütungen und der von der Umweltkommission vorgeschlagenen Teilzweckbindung der CO2‐Abgabe Wesentliches möglich ist.\nDurch die Preis‐ Entwicklung an den Energiemärkten ist die Energieverschwendung im bisherigen Stil für niemanden mehr wirklich interessant, nicht einmal mehr für die grossen Stromkonzerne, die an den europäischen Märkten höhere Erlöse erzielen als mit tariflich subventioniertem Strom für Elektro‐ Widerstandsheizungen.\n75/88 Strategie „Bodenständig“ Figur 73 Strommix im Szenario bodenständig Das Szenario bodenständig behält ein Maximum an Wertschöpfung im Kanton, setzt deshalb auf Investitionen und Energieeffizienz sowie auf die Energieträger Wasser, Biomasse, Kehricht und Wind, vernachlässigt aber die teureren Energien Photovoltaik und Geothermie. Die Strategie verzichtet auf die Beschaffung von Strom im Ausland oder überlässt diese Geschäftsbeziehungen dem freien Markt .\nStrategie „Europäisch“ Figur 74 Strommix im Szenario europäisch\n76/88 Im Szenario europäisch werden Energieeffizienz, Windenergie, Photovoltaik und Geothermie im Kanton etwas weniger ehrgeizig verfolgt.\nStattdessen erwerben der Kanton bzw. seine öffentlich‐ rechtlichen Elektrizitätswerke grosse Beteiligungen an ausländischen Windfarmen (über 1000 MW), um Windstrom zu importieren und zu bewirtschaften. Ein Teil dieses Stroms – etwa ein Drittel – dient dem Eigenverbrauch, der Rest wird veredelt und weiterverkauft. Berns Rolle als Stromdrehscheibe wird ausgebaut. Dank der Standortvorteile (Speicher‐ und Pumpspeicher‐Kraftwerke) ist die europäische Variante langfristig wohl die lukrativste. Wenn zudem noch die Erträge der Wasserkraft • dank guten Verträgen • dank dem Heimfall der alten Wasserkraftwerke • dank einer höheren Gewinnausschüttung anstelle umstrittener Investitionen in Gas‐ Kohle und Atomkraftwerke stärker als bisher an den Kanton fliessen, könnte die Kombination von Wasserkraft und Windenergie eine bedeutende Quellen der Prosperität für den Kanton Bern werden, vergleichbar mit den Einnahmen aus dem Tourismus.\nDass enorme Mengen an europäischem Windstrom auf den Markt gelangen, steht ausser Frage. Allein bis zum Jahre 2012 werden sich die Kapazitäten schätzungsweise verdoppeln. Beim Ausbau der Wasserkraft wäre eine gewisse Konzilianz im Umgang mit Umweltanliegen angebracht: Die Gewässerschutzvorschriften müssten eingehalten, Stromnetze vermehrt erdverlegt werden. Strategie „innovativ“ Figur 75 Strommix im Szenario innovativ Das Szenario innovativ verzichtet auf den Ausbau der europäischen Vernetzung (bzw. überlässt sie ganz dem Markt) und setzt wie das Szenario bodenständig auf einheimische Ressourcen.\nAnstelle der einheimischen Windenergie würde mehr in Photovoltaik und Geothermie investiert, was punkto Energieertrag etwa dieselben Erträge bringt, zu Beginn aber zu höheren Kosten führt. Mit dieser Strategie steigen die Chancen, dass der Kanton zu einem wichtigen industriellen Standort für neue\n77/88 erneuerbare Energien würde. Wollte der Kanton diese Strategie einschlagen, wäre die Schaffung einer kantonalen Einspeisevergütung der richtige Weg (vgl. Anhang). WIRTSCHAFTLICHKEIT Wer investiert, braucht Geld. Neue Kraftwerk sind immer teurer als die alten, bereits abgeschriebenen, egal welche Technik zur Anwendung kommt. Man sollte deshalb Kostenvergleiche immer zwischen neuen Kraftwerken tätigen und die Einspeisevergütungen für neue Werke nicht mit den Gestehungskosten über den ganzen Lebenszyklus der Anlagen verwechseln, wie es in den Medien häufig geschieht. Auch die neuen Kraftwerke mit Windenergie, Geothermie oder Biomasse werden eines Tages abgeschrieben sein und dannzumal günstigeren Strom liefern als zu Beginn.\nVöllig unrealistisch sind die Angaben von Axpo und BKW, wonach Atomstrom zu Kosten von 4‐6 Rp./kWh zu haben sein wird. Wenn dem so wäre, würden auf der ganzen Welt Hunderte neuer Atomkraftwerke gebaut. Das Gegenteil ist jedoch der Fall: die Atom‐Kapazitäten stagnieren und der Atomanteil am Stromverbrauch ist rückläufig. Wo neue Atomkraftwerke gebaut werden, werden die Mehrkosten inkl. Altlasten stets auf die Steuerzahler überwälzt, oder wie im Falle der BKW aus alten abgeschriebenen Wasserkraftwerken finanziert, deren Gewinne man dem Kanton vorenthält. Die Kosten‐ und Terminüberschreitungen beim Bau des EPR in Finnland haben den Appetit der privaten Investoren auf Atomkraft merklich sinken lassen.\nSelbst wenn sich die Schweiz für neue Atomkraftwerke entscheiden sollte, ist dies nicht die Energie der Zukunft, denn wirtschaftlich gesehen ist die Atomenergie marginalisiert und technologisch würde sich die Schweiz weiter isolieren in einem europäischen Umfeld, wo die Post bei den erneuerbaren Energien abgeht. Schaut man sich die Technologien einzeln an, dann lassen sich folgende Preisverhältnisse unterscheiden: • am billigsten ist die Energieeffizienz mit Gestehungskosten von meistens unter 10 Rp./kWh • Neuer Strom aus Biomasse, Windenergie, Wasserkraft sowie Wärme‐Kraft‐Kopplung bewegt sich in einem Preisrahmen von 10‐25 Rp./kWh und liegt damit – auf Basis einer life‐cycle‐Betrachtung – etwa gleichauf mit der Atomenergie, wobei letztere die langfristige Entsorgung73 , die Unfallrisiken74 und die Terrorrisiken auf die Allgemeinheit überwälzt.\n• Photovoltaik ist vorerst noch deutlich teurer. Will man sie industriell erschliessen, sind mutige Entscheide nötig, hat aber Aussicht auf eine Branche, die starkes Wachstum verspricht. 73 Die Atommülllager gehen ins Eigentum der Eidgenossenschaft über. Die Steuerzahler müssen für Sanierungen aufkommen. 74 Die Haftpflichtversicherung ist auf 1 Milliarde Franken beschränkt. Der Bundesrat will diese Summe auf 1,8 Milliarden Franken erhöhen. Ein Super‐Gau im Stil von Tschernobyl kostet gemäss Bundesamt für Zivilschutz 4200 Milliarden Franken.\n78/88 9. ENERGIEPOLITISCHE AGENDA Die folgenden Zielsetzungen werden bis zum Jahr 2010 mittels Anträgen in der Gesetzesberatung, Volksvorschlag oder – wenn dies nicht zum Ziel führt – per Volksinitiative in die Energiegesetzgebung eingebracht. Raumplanerische Massnahmen 1. Untersteht ein Gebäude nicht dem kantonalrechtlichen Denkmalschutz, so geniesst die Nutzung von Dachoberflächen und Fassaden für Solaranlagen planungsrechtlichen Vorrang. Ästhetische Vorgaben (zB. Farbgebung) sind zulässig, solange die Energieerzeugung oder die Wirtschaftlichkeit nicht massgeblich eingeschränkt werden. 2.\nDer Kanton betreibt eine Solardachbörse. Jede Gemeinde ist bestrebt, bis 2012 mindestens 5 Prozent der guten Dachflächen der Solardachbörse zu melden. Lassen sich auf privaten Dächern keine ausreichenden Nutzflächen beibringen, scheiden die Gemeinden geeignete Zonen aus, die Dritten vertraglich zur Verfügung gestellt werden. Einzelne Gemeinden können geeignete Solarzonen gemeinsam ausscheiden und betreiben.\n3. Bei Freiflächenanlagen geniesst die Nutzung bestehender Infrastrukturen (Lärmschutzwände, alte Deponien, Lawinenverbauungen, Parkplätze usw.) Vorrang. Werden natürliche Böden für Solarparks genutzt, sind diese als Lebensräume für gefährdete Tier‐ und Pflanzenarten zu gestalten (Trockenbiotope, Magerwiesen, Hecken, Feuchtbiotope u.ä.). 4. Der Kanton genehmigt Stromerzeugungsanlagen mit Holz, Biomasse, Biogas und Geothermie im Rahmen des Bundesrechts auch ausserhalb der Bauzonen. Er schenkt der Abwärmenutzung Beachtung.\n5. Der Kanton scheidet Vorranggebiete für Windparks aus. 6. Einzelne Windkraftwerke sind zu genehmigen, wenn sie ausserhalb von nationalen Landschaftsschutzgebieten geplant werden und die minimale Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe 4,5 m/s übersteigt; demokratisch gefasste Beschlüsse der Standortgemeinden sind für den Regierungsrat verbindlich.\n7. Der Kanton beachtet die Abstandsempfehlungen für Hochspannungsnetze in der Nähe von Siedlungen. Werden Hochspannungsnetze neu erstellt oder erneuert, sind diese in der Nähe von Siedlungen und in Landschaften von besonderer Schönheit (Landschaftsschutzgebiete) erdverlegt zu planen. Der Regierungsrat entwickelt die nötigen Kriterien, soweit sie vom Bund zweckdienlich oder zwingend nicht bereits vorgegeben sind.\nEnergiestandards 8. Der Gesetzgeber legt einen Absenkpfad für den Energieverbrauch von Neubauten fest. Spätestens ab 2015 ist das Energie‐Äquivalent von Minergie‐P‐Standards zu erreichen. 9. Die öffentliche Hand sowie hoch subventionierte Institutionen im Kanton Bern planen bereits ab 2010 nach dem Minergie‐P‐Standard und orientieren sich bei Beschaffungen an der Energie‐Klasse A oder besser (A+, A++). 10. Innert 10 Jahren erhalten alle Gebäude einen Energiepass.\n79/88 Förderung 11. Der Kanton lanciert ein Gebäudesanierungsprogramm für die Verbesserung von Gebäudehüllen und Haustechnik, ergänzend zu den Anstrengungen des Bundes.\n12. Der Kanton setzt sich zum Ziel, bis 2020 mindestens 80% der Öl‐, Gas‐ und 100% der Elektro‐Widerstandsheizungen durch effizientere Heizungen mit erneuerbaren Energien zu ersetzen. Er fördert thermische Solaranlagen, Holzheizungen und die direktthermische Geothermie zur Wärmegewinnung. 13.Wer neue oder erneuerte fossile Wärme‐ und Kälteanlagen über 3 MWth in Betrieb nimmt, erzeugt beim Heizen auch Strom nach dem Prinzip der Wärmekraft‐Kopplung. Der Regierungsrat legt die Einspeisevergütungen gleitend fest; er erlässt solche auch für kleinere WKK‐Anlagen, die freiwillig erstellt werden.\n14.Der Kanton soll sich für die Beseitigung der bundesrechtlichen Blockaden der erneuerbaren Energien einsetzen: a. Beseitigung jeglicher Mengenbeschränkungen bei der Photovoltaik ab 2012 b. Beseitigung des Kostendeckels von 320 Mio. Fr. pro Jahr im eidg. Energiegesetz c. Beseitigung der 30%‐Kontingente für Windenergie, Biomasse, Geothermie usw. 15. Beseitigung der Kostendeckel für erneuerbare Energien. a. Variante 1: Der Kanton setzt sich beim Bund dafür ein, dass die kostendeckende Vergütung von erneuerbaren Energien spätestens ab 2012 keinen Mengenbeschränkungen mehr unterliegt.\nVariante 2: Strom aus neuen Photovoltaik‐Anlagen wird im Kanton Bern ab 2012 kostendeckend vergütet, soweit sie vom Bund nicht vergütet werden. Die Finanzierung erfolgt durch einen Zuschlag auf den Netzgebühren. (Offener Deckel) c. Variante 3 siehe Vorschlag 17 (kantonaler Deckel) Förderabgabe und Lenkungsabgabe 16. Die Kosten der Umstellung auf eine erneuerbare und effiziente Versorgung werden primär von den Investoren und aus den Beiträgen des Bundes sowie von Dritten (Emissionshandel usw.) gedeckt. Reichen diese Mittel nicht aus, deckt der Regierungsrat die Kosten durch einen Zuschlag auf den Netzgebühren.\n17. Der Kanton führt auf dem Stromverbrauch eine Lenkungsabgabe mit Rückerstattung ein. Diese beträgt im Durchschnitt 20% der Endverbraucherpreise (Energie‐ und Netzentgelte). Der Regierungsrat wird ermächtigt, die Lenkungsabgabe nach Art der Stromherkunft zu differenzieren. a. Variante konventionell: die Lenkungsabgabe wird vollumfänglich rückerstattet nach dem Basler Modell.75 b. Variante „Lenkungsabgabe mit Innovation“: neun Zehntel wird gemäss a. verteilt, ein Zehntel der Lenkungsabgabe dient der zusätzlichen Förderung von innovativen Energieanlagen, insbesondere Photovoltaik. Der Kanton entwickelt ein System kantonaler Einspeisevergütungen mit jährlichen Tranchen 75 In Basel‐Stadt beträgt die Lenkungsabgabe und wird vollumfänglich rückerstattet, nämlich für Haushalte: als Ökobonus von 60.—pro Kopf, für Betriebe: 0,5% der Arbeitslosenversicherungs‐Lohnsumme.\nNeben der Lenkungsabgabe kennt Basel‐Stadt auch eine Förderabgabe. http://www.bonusbasel.ch/index.html\n80/88 (Zubaukontingenten) im Umfang von 0,02 Rp./kWh Zuschlag zum Netzentgelt. Sinken die Einspeisevergütungen unter 50 Rp./kWh, fallen die Kontingentsschranken dahin. 18. Der Kanton sorgt dafür, dass die Netzbetreiber keine degressiven Tarife, sondern einheitliche lineare Netzentgelte ohne Grundgebühr verlangen. Sparsame Verbraucherinnen und Verbraucher dürfen nicht länger bestraft werden. „Minimal fees“ (Grundgebühren, welche dem Arbeitstarif angerechnet werden) sollen erlaubt sein, insbesondere für die Kostendeckung von nicht ganzjährig bewohnten Objekten (zB. Ferienhäuser).76 Energiebeschaffung von Firmen in öffentlicher Hand 19.\nStaatliche Anstalten oder Gesellschaften, an denen der Kanton eine Mehrheit hält, investieren ausschliesslich in erneuerbare Energien oder in Wärmekraft‐ Kopplungsanlagen; auf neue Grosskraftwerke (Gas‐, Kohle‐ und Atomanlagen) wird verzichtet. Beteiligungen an Kraftwerken mit nichterneuerbaren Energien werden schrittweise verkauft.\n20. Der Regierungsrat wird beauftragt, strategische Optionen betreffend Beteiligung an neuen Windfarmen im Ausland mit Stromveredelung im Kanton Bern zu erarbeiten. 21. Die Stromnetze im Kanton Bern bleiben in kantonaler oder kommunaler Hand, soweit sie nicht der Schweizerischen Netzgesellschaft (SWISSGRID) gehören. Private Beteiligungen an Stromnetzen werden schrittweise aufgekauft, in öffentliches Eigentum übergeführt (Kanton oder Gemeinden) und nach gemeinnützigen Kriterien betrieben. 22. Der Kanton und seine Gemeinden beschaffen ihren Strom aus erneuerbaren Energien. Reichen die Lieferungen von kantonalen Stromerzeugern nicht aus, werden Bezugsverträge für Strom aus erneuerbaren Energien nach einem transparenten Verfahren ausgeschrieben.\nEs werden nur Lieferanten berücksichtigt, die keine Atom‐ Gas‐ oder Kohlekraftwerke betreiben.\n23. Die Schaffung zusätzlicher Stromerzeugungsleistung in bestehenden Speicherkraftwerken ist planungsrechtlich abzuklären. Nutzungspotentiale, die ohne Erweiterung der Wasserspeicher erschlossen werden können, sind vorrangig zu realisieren. 24. Der Kanton reguliert die Nebenwirkungen von Schwall und Sunk unter Abwägung von wirtschaftlichen und ökologischen Erfordernissen. Wo nötig ordnet er den Bau von Ausgleichsbecken an. 76 Zur Minimal Fee: siehe auch dazu das Tarifmodell von Basel‐Stadt\n81/88 Kommentar Raumplanerische Massnahmen 1. Heute machen sich manche Gemeindebehörden einen Spass daraus, Solaranlagen zu verbieten.77 Nicht selten geht es um blosse Obstruktion gegen die dezentrale Energiegewinnung, und im Hintergrund wirken die grossen Stromanbieter.\nDie Installation von Solaranlagen soll explizit planungsrechtlichen Vorrang erhalten. Hauseigentümer sollen über solare Dach‐ und Fassadennutzungen selber entscheiden dürfen. Einschränkungen ästhetischer Art sollen möglich sein, aber nur so, dass sie die solare Nutzung nicht grundlegend einschränken. 2. Dieser Absatz versucht, das boomende Solargeschäft planerisch zu steuern. Es ist ein Vorgehen in Etappen. Der Kanton soll sicherstellen, dass ausreichende Nutzflächen am richtigen Ort und in der richtigen Qualität bereit sind und solche Anstrengungen planerisch unterstützen. Mit der vernünftigen Dimensionierung und Ausscheidung von Nutzflächen soll Ängsten in der Bevölkerung begegnet werden.\nAls erstes kommt der Kanton nur als Dienstleister zum Zug. Er soll organisatorisch dafür besorgt sein, dass eine Solardachbörse geschaffen wird, zum Beispiel beim Amt für Energie. Wie in Deutschland kann dies eine einfache Internetplattform sein. Ziel ist, interessierten Investoren gute Dächer zur Verfügung zu stellen. Sind Dachflächen knapp, so sollen die Gemeinden aktiv werden und geeignete Solarzonen von sich aus ausscheiden. Der Text sagt, wie das geschehen soll: Jede Gemeinde soll bestrebt sein, mindestens 5% der guten Dachflächen anzumelden und dafür Massnahmen ergreifen (Rundschreiben, Umfragen bei Hausbesitzern, gemeindeeigene Dachflächen).\n5% der guten und sehr guten Dachflächen entsprechen im Kanton rund 1,7 km2 . Dies reicht für ca. 200 bis 300 MW Leistung (10% bzw. 17% Modulwirkungsgrad) bzw. ca. 200‐300 GWh.\nReichen die privaten Dachflächen nicht aus, so soll der Kanton planerisch dafür sorgen, dass jede Gemeinde fehlende Solarflächen auszont. Würden alle 398 bernischen Gemeinden zum Beispiel 1 ha einzonen, ergibt sich eine Fläche von 4 km2 oder 0,04 Prozent der bernischen Bodenfläche, auf denen sich (bei Modulwirkungsgrad 17%) weitere rund 700 GWh Strom gewinnen lassen, was 10% des Strombedarfs deckt. Rechnet man dazu nochmals rund 5‐10% der guten und sehr guten Dachflächen dazu, die im Lauf der Zeit auf Neubauten erschlossen werden, so kann die Photovoltaik ohne weiteres ca.1500 GWh Strom bringen, was über 50% der Stromerzeugung des AKW Mühleberg entspricht.\n3. Vorrangig sollen die Dächer und Infrastrukturen genutzt werden. Reichen diese nicht aus oder werden Solaranlagen aus anderen Gründen auf Freiflächen bewilligt, so sollen die Anlagen aufgeständert gebaut und das Gelände soll als Rückzugsgebiet für bedrohte Arten genutzt werden. Solarfarmen sind zur Bereicherung der Biodiversität einzusetzen, ähnlich der mittelalterlichen Landwirtschaft, deren Nutzungsvielfalt die Artenvielfalt begünstigte. 4. Entspricht sinngemäss der Umsetzung des Raumplanungsgesetzes (Änderung RPG), wobei hier nicht nur die Biomassenutzung, sondern auch die Geothermie (notfalls mit Bewilligungen gemäss RPG durch den Regierungsrat ) berücksichtigt werden soll.\nNach den Erfahrungen in Basel‐Stadt 77 Vgl. den skandalösen Entscheid des Zürcher Verwaltungsgerichts gegen Solaranlagen in Hedingen: „Von Solaranlage unzumutbar geblendet“, Tages‐Anzeiger 24.12.2007\n82/88 werden die Gründungsgebiete für grosse Geothermie‐Anlagen möglicherweise eher in Grünzonen angesiedelt (zB. Naherholungsgebiete). 5. Windparks (Windkraftwerke mit mehr als einer Turbine) sollen in definierten Nutzungsgebieten erstellt und dort einem vereinfachten Genehmigungsverfahren unterstellt sein. 6. Bei Einzelanlagen soll die Kompetenz zur Genehmigung sinnvoller Windturbinen an die Gemeinden übergehen, wenn sich die Anlagen nicht in einem Gebiet unter Naturschutz befinden. Auch für die Abstandsregelungen sollen die Gemeinden zuständig sein. Da die modernen Windturbinen (zB. Anlagen von Enercon) geräuschlos arbeiten, soll ein Bauer, der neben seinem Hof eine Windturbine aufstellen will, daran grundsätzlich nicht gehindert werden, solange Geräusche keine Dritten benachteiligen.\nMit der Vorgabe von 4,5 m/s bleiben schlechte Standorte ausgeschlossen. Beschwerderechte bleiben intakt.\n7. Windmasten lassen sich nicht in den Boden versenken, Strommasten hingegen schon, und dies mit positiven gesundheitlichen Nebenwirkungen. Die Länge der Leitungsstränge der Hochspannungsnetze in der Schweiz wird von Swissgrid wie folgt beziffert: 380 kV 1'780 km 220 kV 4'917 km total 6'697 km Rechnet man dem Kanton Bern entsprechend der Bodenfläche anteilig 23% der Leitungsnetze zu, so entfallen auf den Kanton 1540 km Hochspannungsnetze. Bei geschätzten 2 Masten pro km stehen im Kanton Bern heute ca. 3000 Hochspannungsmasten (Grössenordnung), dazu kommen die Masten für Mittel‐ und Niederspannung (genaue Daten nicht bekannt).\nWerden innert 20 Jahren rund 10% dieser Leitungen erdverlegt, um die sensibelsten Stellen zu sanieren, verschwinden rund 300 grosse Masten und die dazugehörigen Leitungen. Die Investitionskosten der Erdverlegung werden teilweise durch geringere Energieverluste während des Betrieb kompensiert. Die Kosten dafür trägt die SWISSGRID, welche die Netze betreibt. Energiestandards 8. Die Durchsetzung von guten Gebäudestandards gehört zu den zentralen Pfeilern jeglicher Klimaschutz‐Strategie. Wenn ab 2009 der Minergiestandard (4,8 Liter Öl/m2 ) eingeführt werden, dann ist ab 2015 auch der Minergie‐P‐Standard (3,0 Liter Öl/m2 ) erreichbar.\nGute Standards schützen Mieter wie Hauseigentümer vor hohen Brennstoff‐Kosten. Der Ölpreis wird nicht bei 100 $/ Fass stehen bleiben.\n9. Der Kanton soll selber mit gutem Beispiel vorangehen. Dies ist auch wirtschaftlich. 10. Der Energiepass ist für Hauseigentümer und Mieter ein wichtiges Instrument, um Transparenz und Monitoring zu ermöglichen. In Deutschland ist der Gebäudepass bereits eingeführt und hat die Gebäudesanierungen beschleunigt.\n83/88 Förderung 11. Der Kanton Bern hat erneuerbare Energien am Gebäude schon früher gefördert. Er soll diese Förderung nun wieder aufnehmen und je nach wirtschaftlichem Bedarf ausweiten. 12. Der Ersatz von Öl‐ und Gasheizungen ermöglicht grosse CO2‐Reduktionen.\nDer Ersatz von Elektro‐Widerstandsheizungen erspart uns neue Atomkraftwerke. Bausanierungen leisten auch einen wichtigen Beitrag zur Luftreinhaltung. Mieterinnen und Mieter sollten vor schlechten Bauten und hohen Nebenkosten geschützt werden. Auch das Steuerrecht soll überprüft werden. 13. Wo Heizungen mit Erdgas erstellt werden, ist ein erhöhter Nutzungsgrad anzustreben. Anlagen mit 3 MW stehen vorwiegend in grossen MFH und Dienstleistungsgebäuden. Wärme‐Kraft‐ Kopplungsanlagen ermöglichen eine Diversifikation der Stromerzeugung und ermöglichen in Kombination mit Wärmepumpen grosse CO2‐Reduktionen.\n14. Alle Länder mit Einspeisevergütungen für die erneuerbaren Energien haben die entsprechenden Beschränkungen schrittweise gelockert oder ganz abgeschafft. Solange die Schweiz mit Kostendeckeln operiert, blockiert sie ihre Chancen zur Eigenversorgung. 15. Bei der Photovoltaik sind viele Varianten denkbar. Entscheidend wird sein, ob diese Technologie auch in der Schweiz den politischen Konsens für sich mobilisieren kann. Jede Lockerung der heutigen Beschränkungen ist sinnvoll.\nFörderabgabe und Lenkungsabgabe 16. Ein Teil der Kosten dieses Programms werden aus den Leistungen des Bundes gedeckt (EnergieSchweiz, Klimarappen, evtl.\nTeilzweckbindung CO2‐Abgabe). Um den kantonalen Handlungsspielraum voll auszuschöpfen, sollte der Regierungsrat ermächtigt werden, einen Zuschlag auf die Netzgebühren zu erheben. BS, GR, VD kennen bereits kantonale Förderabgaben. Mit ca. 1 Rp./kWh auf den Stromnetzgebühren sollten die Kosten weitgehend gedeckt werden können. Langfristig profitieren alle von sinkenden Stromrechnungen. 17. Beispiele aus anderen Ländern und Kantonen zeigen, dass der Stromverbrauch signifikant weniger stark ansteigt, wenn Lenkungsabgaben eingeführt werden. Die Energieeffizienz wird angespornt und die neuen erneuerbaren Energien werden rasch wettbewerbsfähiger im Vergleich zu herkömmlichen Elektro‐Widerstandsheizungen.\nErgänzende kantonale Einspeisevergütungen zum Bund für Photovoltaik sind dann vernünftig, wenn der Kanton diese Wachstumschancen strategisch ausnutzen will. Bereits mit einem Zuschlag von 0,02 Rp./kWh und Jahr ist bis 2013 – also innert bloss fünf Jahren ein Beitrag von 0,5 % des Stromverbrauchs zu erwarten. Ein mögliches Modell wird im Anhang skizziert („Modell einer kantonalen PV‐Förderung“) 18. Lineare Tarife sind verbraucherfreundlich und fördern die Energieeffizienz. Das Modell entspricht dem „State oft he Art“ in anderen Kantonen (Zürich, Lausanne, Basel‐Stadt). Rolle der öffentlichen Hand 19.\nDer Kanton soll seine Beteiligungen auf Gesellschaften beschränken, die erneuerbare Energien nutzen. Ein grosses Potential entsteht durch das Heimfallrecht der Wasserkraftwerke. Investitionen in Gas‐, Kohle‐ und Atomkraftwerke tragen nicht zur Versorgungssicherheit des Kantons bei und beinhalten Risiken ökologischer und finanzieller Art. Bei der Wasserkraft werden viele Werke mit hohem Gewinnpotential an den Kanton heimfallen.\n84/88 Es ist sinnvoll, diese Werke im eigenen Portfolio zu halten und die Erträge der Staatskasse zuzuleiten. Denkbar wäre, einen Teil dieser Gewinne für die Fördermassnahmen zweckzubinden (Alimentierung anstelle der Förderabgabe nach Punkt 16). Kantonale Beteiligungen ausserhalb des Kantons sind im geöffneten Strommarkt weniger sinnvoll als bisher, weil die Verantwortung für die Versorgungssicherheit nicht mehr den Gebietskörperschaften obliegt, sondern dem Markt mit einer Vielzahl von privaten und gemischtwirtschaftlichen Anbietern. Es könnte sich jedoch lohnen, ausserkantonale Beteiligungen an Windfarmen zu erwerben, komplementär zwecks optimaler Bewirtschaftung der grossen Wasserkraftwerke.\nEs bleibt anzumerken, dass die BKW heute eine relativ geringe Gewinnablieferung an den Kanton leistet (~70 Mio. Fr./2006), angesichts des herausragenden Bestands an Wasserkraftwerken. Die Industriellen Werke Basel (IWB) mit einem Einzugsgebiet von weniger als 200‘000 Einwohnern und ähnlicher Beschaffungsstruktur leisten jährlich Ablieferungen und gemeinwirtschaftliche Dienste von rund 50 Mio. Fr. an den Kanton.78 Um die Situation zu bereinigen, könnte der Kanton alle Beteiligungen an Kraftwerken mit nichterneuerbaren Energien privatisieren (=verkaufen) und mit dem Erlös die privaten Aktionäre auskaufen; die Folge wäre eine Bereinigung der Eigentümerstruktur und eine Konzentration des Portfolios auf erneuerbare Energien und Netze mit geringen Geschäftsrisiken.\n20. Die Windenergie boomt weiterhin. Ihr Bestand wird sich zwischen 2007 und 2012 ungefähr verzweieinhalbfachen, von 100‘000 MW auf 250‘000 MW weltweit. Wenn es in Europa stark windet, sinken die Preise. Windet es nur schwach, steigen sie. Die Gewinnpotentiale sind für Kantone mit Speicheranlagen real sehr gross und verdienen eine strategische Analyse. 21. Bei den Stromnetzen handelt es sich um ein natürliches Monopol. Monopole funktionieren am besten, wenn sie im Besitz der öffentlichen Hand stehen, wenn sie auf Kostenbasis geführt werden (keine übersetzten Gewinne!) wenn eine demokratische Kontrolle besteht.\nEs ist deshalb sinnvoll, die Netze in kantonaler oder kommunaler Hand zu führen und nicht zu privatisieren. Es ergäbe sich daraus folgende Neustrukturierung ‐ Netze (natürliche Monopole) werden in öffentlich‐rechtlichen Anstalten geführt ‐ Kraftwerke mit nichterneuerbaren Energien werden privatisiert bzw. verkauft, die privaten BKW‐Aktionäre ausgekauft ‐ Einheimische Kraftwerke mit erneuerbaren Energien werden in einer staatseigenen Holding „asset‐optimiert“ geführt. Die Erträge fliessen, entsprechend dem öffentlichen Charakter der Wasserkraft, der Allgemeinheit zu und ermöglichen dem Kanton Steuersenkungen.\n22. Die öffentliche Hand soll zeigen, wie man sauberen Strom einkauft. Dieser sollte bei Gesellschaften beschafft werden, die ausschliesslich in erneuerbare Energien investieren. 23. Der Gewässerschutz (Restwassermengen, Regulierung von Schwall und Sunk) und die Leistungserhöhungen für Spitzenstrom sollten Hand in Hand gehen. 24. Entscheidet sich der Kanton für die Bewirtschaftung der Windenergie und eine Steigerung des Stromhandels, dann sind die Wasserkraftwerke gewässerökologisch vorbildlich zu bewirtschaften.\n78 Die IWB stehen zu 100% im Besitz der öffentlichen Hand, die BKW nur zu 52%.\n85/88 10. ANHANG MODELL EINER KANTONALEN PV‐FÖRDERUNG Will man mehr für die Photovoltaik und für eine steigende Eigenversorgung tun – und das Potential auf den Berner Dächern ist noch weitgehend unerschlossen – dann sollte man ein kantonales Programm mit kantonalen Einspeisevergütungen für Photovoltaik einführen. Berechnungen zeigen, dass bei sinkenden Preisen eine Expansion der Photovoltaik im Kanton mit minimen Kostenfolgen möglich ist. Das Berner Gewerbe und die bereits erfolgreichen Industriebetriebe in diesem Sektor kämen zu zusätzlichen Aufträgen. Die Leistungen können die Basis bilden für Wachstumserfolge in einem boomenden Sektor.\nDie Gesetzbestimmung könnte wie folgt lauten:79 Ergänzung Energiegesetz § … Die Netzbetreiberin verpflichtet sich gegenüber den Erzeugerinnen und Erzeugern vertraglich zur Abnahme von Solarstrom aus neuen Anlagen gegen kostendeckende Vergütung und finanziert diese aus einem Zuschlag auf dem Netzentgelt. Der Regierungsrat legt fest, wie der Einbezug von bestehenden Anlagen und die geographische Verteilung der Anlagen geregelt wird. Der Regierungsrat kann eine Obergrenze für solche Vergütungen einführen.\nDie Bestimmungen im Energiegesetz des Bundes lauten wie folgt: Art. 7a Anschlussbedingungen für Elektrizität aus erneuerbaren Energien, wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen 1 Netzbetreiber sind verpflichtet, in ihrem Netzgebiet die gesamte Elektrizität, die aus Neuanlagen durch die Nutzung von Sonnenenergie, Geothermie, Windenergie, Wasserkraft bis zu 10 MW, sowie Biomasse und Abfällen aus Biomasse gewonnen wird, in einer für das Netz geeigneten Form abzunehmen und zu vergüten, sofern diese Neuanlagen sich am betreffenden Standort eignen. Als Neuanlagen gelten Anlagen, die nach dem 1.\nJanuar 2006 in Betrieb genommen, erheblich erweitert oder erneuert werden. 2 Die Vergütung richtet sich nach den im Erstellungsjahr geltenden Gestehungskosten von Referenzanlagen, die der jeweils effizientesten Technologie entsprechen. Die langfristige Wirtschaftlichkeit der Technologie ist Voraussetzung.\nDer Bundesrat regelt die Einzelheiten, insbesondere die: a. Gestehungskosten je Erzeugungstechnologie, Kategorie und Leistungsklasse; b. jährliche Absenkung der Vergütung; c. Dauer der kostendeckenden Vergütung unter Berücksichtigung der Amortisation; d. periodischen Zubaumengen für die Photovoltaik, indem der Kostenentwicklung Rechnung getragen wird; e. Definition des in der Vergütung enthaltenen ökologischen Mehrwerts und die Anforderungen an dessen Handelbarkeit. 3 Der Bundesrat kann wettbewerbliche Ausschreibungen für Effizienzmassnahmen regeln, insbesondere für den rationellen und sparsamen Umgang mit Elektrizität in Gebäuden und Unternehmen.\n4 Von der Summe der Zuschläge nach Artikel 15b Absatz 3 dürfen höchstens beanspruchen: a. die Wasserkraft: 50 Prozent; b. die Photovoltaik: 1. solange die ungedeckten Kosten 50 Rp./kWh übersteigen: 5 Prozent, 2. solange die ungedeckten Kosten zwischen 40 und 50 Rp./kWh betragen: 10 Prozent, 3. solange die ungedeckten Kosten zwischen 30 und 40 Rp./kWh betragen: 20 Prozent; 79 Eine ähnliche Bestimmung befindet sich im Energiegesetz von Basel‐Stadt\n86/88 c. alle anderen Technologien sowie die Photovoltaik, wenn die ungedeckten Kosten weniger als 30 Rp./kWh betragen: je 30 Prozent; d. die Kosten für wettbewerbliche Ausschreibungen nach Absatz 3: 5 Prozent. Art. 7b Lieferung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien 1 Zur Erreichung der Ziele nach Artikel 1 Absätze 3–5 treffen die Elektrizitätsversorgungsunternehmen untereinander Vereinbarungen über die Zubaumengen von Elektrizität aus erneuerbaren Energien sowie den Handel mit dem ökologischen Mehrwert dieser Elektrizität.\n2 Elektrizität, die nach Artikel 7a abgenommen und vergütet werden muss, wird allen Elektrizitätsversorgungsunternehmen entsprechend ihrem Lieferanteil von Elektrizität am gesamten Endverbrauch gutgeschrieben.\n3 Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen treffen Massnahmen zur Förderung des sparsamen und rationellen Elektrizitätsverbrauchs sowie der Nutzung von einheimischen und erneuerbaren Energien. Die Situation 2009 auf Bundesebene Der Bund führt die kostendeckende Vergütung ab 2009 ein. Die Mengen sind aber aufgrund der gesetzlichen Vorgaben niedrig (ca. 5‐7 MW pro Jahr), so dass sich real nur wenig ändert (bisher wurden ca. 2 MW erstellt). Ein kleiner Teil dieser ca. 5 MW wird im Kanton Bern gebaut, doch ist unbestimmt, wie viel es genau sein werden. Würden die Jahreskontingente proportional zur Bevölkerung vergeben, würden auf den Kanton rund 650 kW pro Jahr an Neuanlagen entfallen.\nSchon am 1. oder 2. Januar werden die Bundes‐Kontingente voraussichtlich vergeben sein, die Warteliste wird danach wohl rasch anwachsen.\nDie eigene Berner Lösung im Energiegesetz wäre im Verhältnis zur eidgenössischen Neuregelung kein Fremdkörper. Art. 7b des schweizerischen Energiegesetzes sieht ausdrücklich vor, dass die erneuerbaren Energien auch freiwillig ausgebaut werden sollen. Die Kantone dürfen den Netzbetreibern Leistungsaufträge erteilen.80 Die Kosten dafür dürfen mit einem Zuschlag auf die Netzgebühren finanziert werden81 , wenn eine kantonale gesetzliche Grundlage dies besagt. Die Zuschläge für gemeinwirtschaftliche Leistungen des Netzbetreibers müssen auf der Kundenrechnung ausgewiesen werden.82 Weil sich die Photovoltaik auch in Zukunft Jahr für Jahr verbilligt, ist eine Absenkung der Einspeisevergütungen zu erwarten.\nDie Bundestarife könnten dabei direkt für den Kanton übernommen werden.\n80 Stromversorgungsgesetz, Art. 5 Netzgebiete und Anschlussgarantie 1 Die Kantone bezeichnen die Netzgebiete der auf ihrem Gebiet tätigen Netzbetreiber. Die Zuteilung eines Netzgebietes muss diskriminierungsfrei erfolgen; sie kann mit einem Leistungsauftrag an den Netzbetreiber verbunden werden. 81 Botschaft des Bundesrates zum Stromversorgungsgesetz Seite 1678 … ) kantonale oder kommunale Vorschriften betreffend die Erhebung eines zweckgebundenen Strompreiszuschlages für Sparmassnahmen und erneuerbare Energien bzw. die Einführung von Lenkungsabgaben auf dem Stromverbrauch werden mit dem vorliegenden Stromversorgungsgesetz nicht verunmöglicht.\nDie diesbezüglichen kantonalen Kompetenzen bleiben bestehen.“ 82 StrVG Art. 6 Abs. 3 „Die Betreiber der Verteilnetze legen in ihren Netzgebieten für feste Endverbraucher mit gleichartiger Verbrauchscharakteristik, die von der gleichen Spannungsebene Elektrizität beziehen, einen einheitlichen Elektrizitätstarif fest. Die Elektrizitätstarife sind für mindestens ein Jahr fest und sind aufgeschlüsselt nach Netznutzung, Energielieferung, Abgaben und Leistungen an Gemeinwesen zu veröffentlichen.\n87/88 Figur 76 Mehrkosten eines Berner Vergütungsmodells für Photovoltaik Jahr Endverbrauch Kanton Bern Stromumsatz SFr. /a mitlerer Verkaufstarif Fr./kWh Budget Fr. bei Tranchen à 0.02 Rp./kWh pro Jahr PV- Mehr- kosten pro kWh kWh jährlicher Zubau Total Produktion ab 2009 jährlicher kW Zubau kW Bestand kum ab 2009 Mehrkosten Mehrkosten in Rappen/kWh Verteuerung des Stroms in % 2006 7'512'000'000 1'239'480'000 0.165 0.65 2007 7'549'560'000 1'245'677'400 0.165 0.62 2008 7'587'307'800 1'251'905'787 0.165 0.59 2009 7'625'244'339 1'258'165'316 0.165 1'525'049 0.54 2'825'761 2'825'761 2'826 2'826 1'525'049 0.0200 0.121% 2010 7'663'370'561 1'264'456'143 0.165 1'532'674 0.50 3'086'836 5'912'597 3'087 5'913 3'057'723 0.0399 0.242% 2011 7'701'687'413 1'270'778'423 0.165 1'540'337 0.46 3'372'033 9'284'630 3'372 9'285 4'598'060 0.0597 0.362% 2012 7'740'195'851 1'277'132'315 0.165 1'548'039 0.42 3'683'580 12'968'210 3'684 12'968 6'146'100 0.0794 0.481% 2013 7'778'896'830 1'283'517'977 0.165 1'555'779 0.39 4'023'910 16'992'120 4'024 16'992 7'701'879 0.0990 0.600% Legende Endverbrauch: Stromverkäufe entsprechend 13% des schweizerischen Endverbrauchs, ab 2007 mit 0,5 % jährlichem Wachstum Stromumsatz: Endverbrauch multipliziert mit mittlerem Verkaufspreis (nächste Kolonne) Mittlerer Verkaufspreis: gemäss Gesamtenergiestatistik 2006,Tabelle 37 Seite 45 .\nBudget: entspricht der Geldsumme, die bei jährlichem Aufschlag von 0,02 Rp./kWh pro Jahr (Annahme) jährlich zur Verfügung steht Mehrkosten pro kWh: entspricht den spezifischen Mehrkosten von Strom aus Photovoltaik. Annahme: Die Vergütungen sinken wie in Deutschland um 8% pro Jahr. Beispiel: Bei einer Einspeisevergütung von 65 Rp./kWh betragen die Mehrkosten im Jahre 2009 nach Abzug des marktorientierten Bezugspreises von 11 Rp./kWh 55 Rp./kWh. Im Jahre 2014 betragen die Mehrkosten bei einer Einspeisevergütung von 47 Rp./kWh noch 36 Rp./kWh.\nkWh jährlicher Zubau: Energievolumen, das aus einem Budget von 0,2 Rp./kWh jährlich zusätzlich aus PV produziert werden kann. kWh Produktion ab 2009: kumulative Stromproduktion, die mit diesem System ab 2009 finanziert werden kann. Jährlicher kW Zubau: Leistung an PV‐Anlagen, die jährlich aus einem Budget von 0,02 Rp./kWh zusätzlich finanziert werden kann. kW Bestand kumuliert ab 2009: beziffert den kumulativen Kraftwerkbestand, der mit diesem System finanziert werden kann. Mehrkosten kumuliert ab 2009: beziffert die jährlichen Mehrkosten, die aus den Netzgebühren finanziert werden müssen.\nNach 20 Jahren, wenn die kostendeckende Einspeisevergütung endet, fallen die so finanzierten Anlagen aus dem System heraus. Mehrkosten in Rp./kWh: beziffert die Mehrkosten pro kWh, um welche die Netzgebühren durch die Förderung ab 2009 verteuert werden. Verteuerung des Stroms in %: zeigt das Ausmass der Verteuerung gemessen an den kalkulierten Endverbraucherpreisen der IWB, welche durch die Photovoltaik‐Förderung langfristig entsteht.\n• Im ersten Jahr (2009) könnten aus einem jährlichen Zuschlag von 0,02 Rp./kWh bereits 2,8 MW zusätzlich vergütet werden, ansteigend auf über 4 MW im Jahre 2013. • Die hier unterstellte Kostendegression wird mit 8% pro Jahr beziffert. Dies entspricht der Absenkung in Deutschland, die auf dem internationalen Markt als preisbildend angesehen wird. • Über die Periode bis 2013 können so aus dem kantonalen Kontingent rund 17 MW erstellt werden, welche kumuliert bis dann rund 17 GWh pro Jahr produzieren. Zusammen mit den bereits bestehenden Anlagen, den Kontingenten des Bundes und den von der BKW vermarkteten Solarstrommengen könnte sich der Zubau so einer Menge von 0,5% des Stromverbrauchs annähern.\n• Im Jahre 2013 liegen die Vergütungen pro kWh voraussichtlich erstmals unter 50 Rp./kWh (Trendschätzung). Der Regierungsrat könnte bestimmen, dass die Kontingente ab diesem Niveau nicht länger beschränkt würden. Die Einspeisevergütungen selber werden weiter absinken, denn sie wären gemäss Modell an die Vorgaben des Bundes gebunden. Die Mehrkosten dieser Lösung kumulieren sich bis 2013 auf knapp 0,1 Rp./kWh oder 0,5%, was als geringfügig bezeichnet werden kann. Macht der Regierungsrat von seinen Kompetenzen Gebrauch und hebt er die Beschränkung der Vergütungen auf, könnte es sein, dass ab 2013 die zugebauten Mengen deutlich ansteigen.\nDa aber die Vergütungshöhe weiter absinkt, bleiben die Mehrkosten\n88/88 auch dann auf einem bescheidenen Niveau. Der Kanton Bern könnte mit einem solchen Mechanismus die Photovoltaik stark popularisieren und zeigen, wie man den Deckel schrittweise beseitigt. Empfehlungen Mit dem Stromversorgungsgesetz und der absehbaren Teilzweckbindung der CO2‐Abgabe sind die Voraussetzungen geschaffen, dass grosse Potentiale an erneuerbaren Energien und Energieeffizienz einer Realisierung zugeführt werden können. Mit dieser neuen Gesetzgebung kommen auch erhebliche Geldmittel ins Spiel, die automatisch zu einem wachsenden einheimischen Gewerbe führen werden, das sich auf neue erneuerbareTechniken und Energieeffizienz spezialisieren wird.\nIn dieser Phase, wo eine hohe Bereitschaft für Investitionen besteht, ist es nicht vorrangige Aufgabe des Kantons, mit eigenen Geldmitteln die weitere Entwicklung von neuen Techniken zu alimentieren. Vielmehr sollte sich die kantonale Politik auf drei Dinge konzentrieren: • allseits anerkannte, vernünftige Vorschriften (Minergie, Minergie‐P, Gerätevorschriften) durch eine gute Umsetzung wirklich durchsetzen • die zonenrechtlichen Rahmenbedingungen schaffen, damit die neuen Energien auch gebaut werden können.\n• Er kann jene Elektrizitätswerke, die in öffentlichem Besitz stehen verpflichten, nur noch in erneuerbare Energien zu investieren. Firmen wie die BKW, die sich nicht daran halten, sollte man besser in eine rein staatliche Netzgesellschaft und eine Produktionsgesellschaft aufspalten und die staatlichen Anteile an letzterer mit ihrem Kraftwerksbestand verkaufen. Die Wasserkraftwerke, an denen die BKW beteiligt ist, fallen später über das Heimfallrecht sowieso dem Kanton zu, und der Betrieb von Atom‐, Gas‐ und Kohlekraftwerken ist alles andere als eine Staatsaufgabe.\n• Auf Bundesebene Einfluss nehmen, damit die Nutzung neuer Techniken dynamisiert werden kann und vorhandene Bremsen (Kostendeckel usw.) schrittweise beseitigt werden.\nKantonsratsbeschluss betreffend Kenntnisnahme vom Leistungsauftrag Hochschule Luzern →\nEntwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 2017 →\nMachbarkeitsstudie: Eigenversorgung des Schienenverkehrs der Deutschen Bahn mit Strom aus Erneuerbaren Energien →\nDie Kosten von unterlassenem Klimaschutz für den Bundeshaushalt →\nWir schaffen einen führenden Akteur im Geschäft mit Erneuerbaren Energien →\nRADIO SALÜ holt UMBERTO TOZZI, Blue, Worlds Apart, BEYOND THE BLACK, voXXclub u.v.a. zum 20. 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