Erläuternder Bericht

Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien:

Änderung der Energieförderungsverordnung

0.4 Rp./kWh und für Laufwasserkraftwerke 0.25 Rp./kWh und sind von der Branche⁶ in ihrer Höhe akzeptiert. Unternehmensführungs- und Kraftwerksbewirtschaftungskosten auf Stufe der Betreibergesellschaft (Aktionär, Partner) sind in den mit 2 Prozent der anrechenbaren Investitionskosten gedeckelten Betriebskosten enthalten (Bst. c).

- Die Abgaben und Leistungen an das Gemeinwesen werden projektspezifisch bestimmt. Wird durch das Projekt die bestehende mechanische Bruttoleistung verändert, wird der Effekt⁷ ab dem Jahr der Inbetriebnahme berücksichtigt. Eine Erhöhung der mechanischen Bruttoleistung führt zu Mehrkosten, eine Reduktion zu Kosteneinsparungen beim Wasserzins. Dabei kommt das gültige kantonale Wasserzinsmaximum zur Anwendung. Bei Erweiterungen sind die Änderungen je nach Projekt unterschiedlich, bei Erneuerungen bleiben die Abgaben und Leistungen an das Gemeinwesen i.d.R. unverändert und werden nur entsprechend dem Anteil der bestehenden Produktion, der durch die Erneuerung erhalten werden kann, berücksichtigt.

Eine Mauererhöhung wird z.B. kaum eine Änderung der mechanischen Bruttoleistung mit sich bringen, eine neue Wasserfassung hingegen schon. Die jährlich resultierenden Abgaben und Leistungen an das Gemeinwesen sind vom Gesuchsteller nachzuweisen (Bst. d).

Die so pro Gesuch ermittelten Jahreskosten bleiben bis auf die drei Ausnahmen in Ziffer 4.1.2 über die Vergütungsdauer konstant. Anpassungen erfolgen einerseits bei Änderungen des kantonalen

Wasserzinsmaximums sowie andererseits bei Anlagen, welche jährlich Zubringerpumpenstrom einkaufen müssen. Zusätzlich wird zur Berechnung der Kapitalkosten der jeweils gültige WACC verwendet. Der aus den Jahreskosten resultierende Vergütungssatz in Rp./kWh ändert sich jährlich mit der sich aus der Investition jährlich ändernden Mehrproduktion.

Ziff. 4.2 Jahreserlös

Für nicht steuerbare Anlagen und für Anlagen mit einer Leistung von 3 MW oder weniger werden die Markterlöse⁸ durch die Multiplikation der aus der Investition resultierenden Mehrproduktion und dem Referenzmarktpreis ermittelt (Ziff. 4.2.1). Dies entspricht dem Vorgehen bei der KEV. Berücksichtigt werden der Day Ahead-Markt (Stundenpreise Spotmarkt gemäss Art. 15 EnFV) sowie der Markt für HKN. Als «nicht steuerbar» gilt ein Wasserkraftwerk, wenn es weniger als sechs flexibel einsetzbare Volllaststunden fahren kann. Zur Bestimmung der flexibel einsetzbaren Volllaststunden wird die Speichergrösse durch die maximale Ausbauwassermenge dividiert.

Bei grösseren (> 3 MWbr) steuerbaren Wasserkraftwerken würde mangels Vergleichbarkeit der verschiedenen Projekte in Bezug auf die erzielbaren Erlöse die Bewertung mit einem gemittelten Marktpreis die Kostendeckung der Anlagen zu ungenau widerspiegeln. Dies würde zu einem zu hohen bzw. zu tiefen Einsatz von Fördermitteln führen oder umgekehrt für bestimmte Projekte zur Umsetzung nicht reichen. Deshalb werden für diese Anlagen die Markterlöse individuell berechnet/abgeschätzt, d.h. projektspezifisch und abhängig vom Kraftwerkstyp (Ziff. 4.2.2).

Für die Ermittlung der Markterlöse bei grösseren (> 3 MWbr) steuerbaren Wasserkraftwerke werden vier Kraftwerkstypen definiert. Jeder Kraftwerkstyp hat aufgrund seiner technischen Parameter mehr oder weniger Möglichkeiten, in den einzelnen Märkten Erlöse zu generieren. Im Auftrag des BFE hat das Beratungsbüro SwissEconomics zusammen mit der ETHZ⁹ pro Marktmöglichkeit und Kraftwerkstyp Heuristiken (Faustformeln) zur Abschätzung der Erlösmöglichkeiten erstellt.

Mit diesen Faustformeln können im Vollzug die Erlöse aufgrund der Leistung und Durchflussrate von Turbinen und Pumpen, der Speicherkapazität, der Jahresnettoproduktion, dem durchschnittlichen Füllstandsverlauf und der zeitlichen Zuflussverteilung abgeleitet werden. Zur Herleitung der Faustformeln