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Windenergie

Der Ausbau der Windenergie in der Schweiz stockt. Die meisten Projekte finden sich im Gegen- statt im Aufwind. Die NZZ beleuchtet die Lage der Windkraft landesweit.
Windenergie
Am Chroobach liegen die Nerven blank. Am bewaldeten Hügelzug südlich des Rheins, angrenzend an das idyllische Stein am Rhein mit seiner mittelalterlichen Burg, sollen vier Windräder in die Höhe wachsen. So zumindest planen es die Elektrizitätsgesellschaften von Kanton und Stadt Schaffhausen. Bis Ende Jahr soll eine Umweltverträglichkeitsprüfung zeigen, ob dies machbar ist. Bereits heute stellt sich dem Projekt aber die Gruppe «Gegenwind Chroobach» entgegen.

Austritt unter Protest

Um die projektkritischen Einwohner in die Planung einzubinden, setzten die beiden Elektrizitätsgesellschaften eine Begleitgruppe ein. Vergangene Woche traten sieben von deren Mitgliedern unter lautem Protest wieder aus. Die Gruppe werde zu PR-Zwecken instrumentalisiert und sei eine Farce, schimpfen sie, kritische Einwände würden ignoriert. Die Elektrizitätsgesellschaften weisen die Vorwürfe zurück, doch bereits hat die massive Kritik auch die Parlamente von Stadt und Kanton Schaffhausen erreicht. Die Rede ist von «undemokratischer Behördenpropaganda»; es werde versucht, die Stimmbürger zu kaufen. Und ganz allgemein: «Wir wollen für solche Projekte nicht unsere Landschaft opfern.»
Der geplante Windpark auf Gebiet der Gemeinde Hemishofen ist kein Einzelfall: Windanlagen stehen in vielen Gemeinden in der Schweiz im Gegenwind. Während etwa die bestehende Anlage auf dem Mont-Crosin ausgebaut und eine neue Anlage auf dem Nufenenpass erstellt wird, müssen die meisten anderen Projekte erst Widerstand überwinden: so etwa im Vallée de Joux, in Triengen oder am Gotthard.

Weshalb das so ist, lässt sich auf der Plattform Energie Schweiz nachlesen: «Die Planung von Windparks wird oft durch Einsprachen und Rekurse verzögert, da die Rotoren Lärm verursachen, in der Landschaft sichtbar sind und eine Gefahr für Zugvögel und Fledermäuse darstellen können.» Da hilft auch nicht, dass die Windenergie generell eine hohe Zustimmung geniesst, wie die Universität St. Gallen in einer Ostschweizer Umfrage eruiert hat. Im Grundsatz sind die meisten Befragten dafür; Windräder in der eigenen Umgebung aber wollen sie, wie die Praxis oft zeigt, lieber nicht.

Zwölf nicht realisierte Projekte

Seit 2012 gingen zwar neun von zwölf Abstimmungen in Kantonen und Gemeinden zugunsten geplanter Windräder aus, doch konnte wegen Einsprachen von Privaten oder Organisationen, unter anderen der Stiftung für Landschaftsschutz, bisher keines dieser Projekte realisiert werden. Auch Konflikte mit Einrichtungen von Skyguide oder des Militärs können gemäss Bundesamt für Energie (BFE) zu Verzögerungen führen. Entsprechend hoch sind die Planungsrisiken.

Karte der Schweizer Windkraftanlagen

Eine Anlage mit einem Windrad kostet durchschnittlich zwischen fünf und sieben Millionen Franken. Verzögerungen bei der Realisierung führen zu steigenden Kosten, und zusätzlich kommen laut BFE unsichere finanzielle Rahmenbedingungen hinzu: limitierte Mittel bei der kostendeckenden Einspeisevergütung, die dadurch entstandene Warteliste sowie das vorgesehene Ende der Förderung in der Energiestrategie 2050.

All dies hat dazu geführt, dass der Ausbau der Windenergie in der Schweiz stockt. In den letzten drei Jahren wurde kein einziger neuer Windpark gebaut. In wenigen Wochen geht nun im Gebiet Gries auf dem Nufenenpass wieder eine Windanlage in Betrieb, und auf dem Mont-Crosin im bernischen Jura, dem weitaus grössten Windpark in der Schweiz, werden vier Windräder erneuert. «Es geht nur sehr langsam voran, obwohl es sehr viele Projekte gibt», bedauert Reto Rigassi, Geschäftsführer von Suisse Eole, der Vereinigung zur Förderung der Windenergie in der Schweiz.

Investitionen im Ausland

Das zeigt sich etwa am Beispiel des Elektrizitätswerks der Stadt Zürich (EWZ): Es besitzt zwar eigene Windenergieanlagen und ist an mehreren Windparks beteiligt – allerdings weitgehend im Ausland. In der Schweiz partizipiert das EWZ nur gerade am Windpark im jurassischen St-Brais und investiert in zwei geplante Anlagen in Mollendruz und Provence in der Romandie. Vor Jahresfrist stieg das EWZ aus einem geplanten Windpark in der Surselva aus – wegen «veränderter Rahmenbedingungen», die «nicht mehr den Kriterien und Zielen» des EWZ entsprochen hätten. Es hätte die grösste Windanlage in der Schweiz mit 40 bis 60 Windrädern zwischen Lumnezia und Obersaxen werden sollen. Inzwischen wurde das Projekt auf 20 Windräder redimensioniert. Weiterhin sucht der Windpark im Bündner Oberland nach Investoren.

Waadt mit grossem Potenzial

34 Windräder drehen sich derzeit in der Schweiz im Wind, 37 werden es nach Eröffnung der drei Anlagen auf dem Nufenenpass sein. Bei einer Leistung von 60 MW produzierten sie 2015 insgesamt 103 GWh – zwei Drittel davon im Winter –, was dem jährlichen Strombedarf von rund 30 000 Haushalten oder einem Anteil von 0,17 Prozent an der gesamten schweizerischen Elektrizitätsproduktion entsprach.

Zum Vergleich: Die Waadt, der Kanton mit dem grössten Ausbaupotenzial, zielt auf eine Produktion aus Windenergie von dereinst 1100 GWh. Bisher steht auf Kantonsgebiet der Waadt allerdings noch keine einzige Windanlage. Die Energiestrategie des Bundes rechnet bis 2050 gar mit einer Produktion, die sieben bis zehn Prozent des Schweizer Stromkonsums decken soll und rund 50 mal höher wäre als heute. «Ideal wären sogar noch mehr als 10 Prozent», sagt Reto Rigassi, verweist aber sogleich darauf, dass man noch keineswegs auf dem Weg ist, dieses Ziel zu erreichen.

Das BFE bleibt unbeirrbar bei seiner Zielsetzung. Es verweist beispielsweise darauf, dass neue Windkarten zeigten, dass in vielen Regionen sogar bessere Windgeschwindigkeiten herrschten als bisher angenommen. Die stärksten Winde wehen demnach auf den Höhen von Jura und Voralpen, auf Alpenpässen und in Alpentälern sowie im westlichen Mittelland. Soviel ist gewiss: Der Nutzungskonflikt Landschaft-Windenergie wird andauern.

Windenergie in der Schweiz
Der Ausbau der Windenergie in der Schweiz stockt. Die meisten Projekte finden sich im Gegen- statt im Aufwind. Manch eine geplante Anlage scheitert. Dennoch hält der Bund am Ausbauziel der Windkraft fest.
Mont-Crosin, Gries, Vallée de Joux, Triengen und Gotthard: Die NZZ beleuchtet die Lage der Windkraft schweizweit.

Aktuelles

Ein Energiepaket voller Subventionen

Neben neuen erneuerbaren Energien erhalten künftig auch bestehende Grosswasserkraftwerke Subventionen. Der Ständerat drückt aufs Tempo und hat wichtige Differenzen zum Nationalrat beseitigt.
Ziel des Bundesrats ist es, das Energiepaket per Januar 2018 in Kraft zu setzen
Die lange Geschichte der ersten Etappe der Energiestrategie 2050 nähert sich ihrem Finale. Die Schlussabstimmung im Parlament ist in der Herbstsession im kommenden September geplant. Wird danach das Referendum ergriffen, hat das Volk das letzte Wort. Die Abstimmung wäre im Mai 2017 möglich, wie Energieministerin Doris Leuthard am Dienstag im Ständerat sagte. Ziel des Bundesrats sei es, das Energiepaket per Januar 2018 in Kraft zu setzen.

Der Ständerat war am Dienstag im ersten Umgang der Differenzbereinigung darum bemüht, Brücken zum Nationalrat zu schlagen. Es gehe jetzt darum, möglichst nahe an die Beschlüsse des Nationalrats zu kommen oder auf dessen Linie einzuschwenken, sagte die Aargauer SP-Ständerätin Pascale Bruderer. Dabei sei sie auch bereit, bei einzelnen Fragen über den eigenen Schatten zu springen.
Guter Wille im Ständerat

Tatsächlich ist es der kleinen Kammer gelungen, etliche Differenzen zum Nationalrat zu beseitigen. So ist es nun beschlossene Sache, dass nicht nur neue erneuerbare Energien wie Sonne und Wind sowie neue Wasserkraftwerke Subventionen erhalten, sondern auch bestehende Grosswasserkraftwerke. Nachdem der Ständerat ursprünglich nur notleidende Anlagen hatte unterstützen wollen, setzt er nun auf das Subventionsmodell des Nationalrats. Wasserkraftwerke erhalten dabei eine «Marktprämie» für jenen Strom, den sie unter den Gestehungskosten verkaufen müssen. Die Unterstützung beträgt maximal 1 Rappen pro Kilowattstunde. Je nach Kostenstruktur der Werke variiert die Differenz zwischen den durchschnittlichen Gestehungskosten und dem Marktpreis um mehrere Rappen pro Kilowattstunde. Für die Subvention sind aus dem Netzzuschlag 0,2 Rappen pro Kilowattstunde vorgesehen, was einem jährlichen Betrag von rund 120 Millionen Franken entspricht. Leuthard sieht die Subvention als Bekenntnis der Politik zur Wasserkraft, aber auch als Auftrag an die Betreiber, besser zu werden. Im Nationalrat war das Instrument umstritten. Die Gegner argumentierten, die Gelder würden ausgerechnet jene Werke unter Druck setzen, die heute noch rentabel seien.

Der Ständerat deklariert die Unterstützung als fünfjährige «Übergangslösung», in der Hoffnung auf eine Erholung der Märkte. Zudem gewännen die Unternehmen Zeit, um ihre Betriebe zu sanieren, sagte der Berner BDP-Ständerat Werner Luginbühl, Präsident der vorberatenden Kommission. Für die Zeit danach wird der Bundesrat beauftragt, ein neues Modell auszuarbeiten, das stärker den Marktgegebenheiten entspricht.

Steuerabzüge für Eigentümer

Angenähert haben sich die Positionen auch bei den Steuerabzügen für Gebäudesanierungen. Laut dem Nationalrat können Hauseigentümer Steuerabzüge bei energetischen Sanierungen über vier Jahre verteilen und auch bei Ersatzneubauten geltend machen. Im Ständerat bleiben diese Abzüge aufgrund der hohen Mitnahmeeffekte umstritten. Im Sinne eines Kompromisses hat der Rat indes beschlossen, Steuerabzüge für die Kosten beim Abriss von Liegenschaften bei Ersatzneubauten zuzulassen. Dies führt zu Steuerausfällen von rund 34 Millionen Franken bei Bund und Kantonen.

Nochmals eine längere Diskussion führte der Ständerat zu den Schutz- und Nutzungsinteressen. Ursprünglich wollte die kleine Kammer die Güterabwägung zwischen Schutzgebiet und Nutzung für neue erneuerbare Energien nur ermöglichen, wenn das Schutzgebiet nicht «im Kern seines Schutzes» verletzt wird. Dies hatte er als Konzession an die Umweltverbände entschieden. Die Fassung des Ständerats würde den Schutz gegenüber heute sogar noch verstärken, sagte Leuthard. Der Ständerat entschied mit 31 zu 12 Stimmen, auf die Konzession zu verzichten.

Schliesslich ist nun auch der Ständerat für die Entkoppelung von Energiepaket und Atomausstiegsinitiative. Damit wird ein halbes Jahr gewonnen.

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Das Pumpspeicher Linthal wurde gestern eingeweiht – und muss sich jetzt schon neu erfinden.

Ein klappriges Boot treibt mitten auf dem Muttsee. Zwei Männer in Fischermontur
sitzen drin. Der vordere, wasserfest dank gelbem Anglerhut und Gummistiefeln, greift beherzt ins türkis-grüne Wasser. Die rund 130 Gäste auf der Staumauer, Lokalprominenz aus dem Kanton Glarus sowie einige Wirtschaftsvertreter, schauen gebannt zu. Der Mann unterm Gummihut schnauft und zieht mit letzter Kraft, es blubbert wie wild – und plötzlich hat er
einen riesigen Stöpsel in der Hand. Den bringt er rüber zur Mauer und übergibt ihn dem Axpo-Chef. «Den Stöpsel geb ich am besten dem Herrn Walo», sagt der Fischer, setzt sich wieder in sein Boot und entschwindet in Richtung des gegenüberliegenden Ufers. Die Gäste klatschen, Walo lacht. Es ist ein schöner Tag oben auf der Muttenalp.

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Es läuft der Festakt für das gigantische Projekt des Pumpspeicherwerks Linth-Limmern des Energiekonzerns Axpo, das CEO Andrew Walo gestern auf der Staumauer einweihte – und von einem Pfarrer segnen liess. «Segne dieses gewaltige Jahrhundertprojekt», sagte dieser und sprenkelte den Beton. Danach wird noch mal abgepumpt, um die noch ausstehenden Turbinen in Betrieb nehmen zu können. Deshalb der Stöpsel. Linthal ist auf gutem Weg Richtung Netzbetrieb.

Beistand von oben

Geld verdienen wird das Kraftwerk auf absehbare Zeit indes nicht. Die Freude über den gelungenen Festakt und vor allem über die Fertigstellung der längsten Staumauer der Schweiz, die zugleich mit 2500 Metern Europas höchstgelegene ist, dürfte denn auch nicht allzu lang währen in der Axpo-Zentrale in Baden. Linthal wird von Beginn an Verluste einfahren, das sagt Walo ganz öffentlich. «Die ersten Jahre werden wir rote Zahlen schreiben.»

Ein Ausweg ist nicht wirklich in Sicht. Zumindest auf absehbare Zeit. Bestenfalls Hoffnungsschimmer, aber kein Befreiungsschlag. Und so kam dem segnenden Pfarrer auf der Staumauer eine eher unfreiwillige Rolle zu: Der ein oder andere Zuseher, der um die Lage am Strommarkt weiss, dürfte sich während des Festaktes bei dem Gedanken ertappt haben, der Beistand von oben sei das Einzige, was der Wasserkraft derzeit noch helfen kann.

Dabei gäbe es durchaus Verwendung für die Anlagen – wenn auch in einer Art, die die Konstrukteure ursprünglich nicht vorne auf dem Ideenzettel hatten. Aus den Kraftwerken, die unter den jetzigen Bedingungen kein Geld verdienen, könnten Garanten der Versorgungssicherheit werden. Dies ist nämlich heute – entgegen der weitverbreiteten, aber falschen Ansicht – nicht die originäre Aufgabe der Kraftwerke und ihrer Betreiber. Aber der Reihe nach.

Lange Zeit verdienten die Wasserkraftwerke gutes Geld mit dem Ausgleich von Energiespitzen. Mittags, wenn die Herdplatten heiss werden, muss mehr Strom ins Netz. Hier lag die Nische der Pumpspeicher. Obwohl sie solch gewaltige Dimensionen annehmen können, sind die Kraftwerke hochflexibel. Binnen weniger Minuten können sie grosse Mengen Energie abgeben – aber auch aufnehmen, wenn der Bedarf zurückgeht. Noch vor einigen Jahren war dies ein lukratives Modell, denn der Preisunterschied zwischen dem Strom, den man immer braucht, und jenem, der flexibel zu Spitzenzeiten zugeschossen werden muss, war gross. Das ist heute nicht mehr der Fall, denn eine Vielzahl von Anlagen neben der Wasserkraft bietet solche Dienste. Etwa die unzähligen Solaranlagen, die vor allem in Deutschland während der letzten Jahre zugebaut wurden. «Das alte Muster», sagt Axpo-Chef Andrew Walo, «ist vorbei.»

Neue Aufgabe

Hilft also tatsächlich nur noch beten? Nicht ganz. Denn längerfristig betrachtet gibt es durchaus einige Schrauben, an denen noch gedreht werden könnte. «Zuerst müssen die Wasserzinsen runter», sagt Dominique Candrian, Energieexperte und Managing Partner bei der Zürcher Beratungs- und Investmentfirma EIC Partners. Doch das sei erst der Anfang. Neben Vorschlägen wie einer Entschädigung etwa für den Beitrag der Wasserkraft zum Hochwasserschutz oder den häufig beschworenen Systemdienstleistungen, hier vor allem beim Ausgleich der fluktuierenden Einspeisung von Sonne und Wind, findet Candrian vor allem eine Idee bedenkenswert, mit der gleich zwei Probleme auf einmal angegangen werden könnten: Die Wasserkraftwerke für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit in der Schweiz heranzuziehen.

Mit dieser verhält es sich nämlich bislang so: Im Grunde ist niemand wirklich zuständig, dass hierzulande dauerhaft das Licht anbleibt. Die Energieunternehmen, welche die grossen Kraftwerke betreiben, haben die Aufgabe, diese so wirtschaftlich wie möglich einzusetzen, nicht explizit die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

Hier setzt Candrians Vorschlag an: «Man könnte eine sogenannte strategische Reserve anlegen, wie in einigen europäischen Ländern bereits geschehen.» Und wie dies übrigens beim Erdöl auch in der Schweiz völlig normal ist. Beim Strom eigneten sich die Wasserkraftwerke dafür bestens, sagt Candrian. Mit der Bezahlung für diese Absicherung würden die Kraftwerksbetreiber für die teilweise Aufgabe ihrer Verwertungsfreiheit – nämlich der über das gespeicherte Wasser – entschädigt.

Andrew Walo hält die Idee der strategischen Reserve, genau wie das ähnliche Konzept der Kapazitätsmärkte, das derzeit in Deutschland verfolgt wird, für sinnvoll. Neben der Öffnung des Strommarktes nach Europa könnte es einen Beitrag zur Rettung der Schweizer Wasserkraft leisten. Ganz ohne göttlichen Beistand.