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Im Zusammenhang mit den Diskussionen, welche aufgrund der Ereignisse in Japan zurzeit die Energiepolitik bestimmen, erfährt die Frage von alternativen Energieformen eine neue Aktualität.

Wir bitten den Bundesrat um die Beantwortung folgender Fragen:

1. Wie gross schätzt er den Zeitbedarf für die Planung und Realisierung inklusive aller möglichen Beschwerdeverfahren und Ausschöpfung von Rechtsmitteln für den Bau und die Inbetriebnahme eines Gaskombikraftwerkes ein?

2. Welche Standorte ausser Chavalon erachtet er als geeignet und machbar? Bestehen diesbezüglich bereits Konzepte und Strategien?

3. Wie sieht er die Erreichung der Klimaziele unter Einbezug des Baus solcher Kraftwerke? In Deutschland werden Kohle- und Gaskraftwerke von der Berechnung der CO2-Emissionen teilweise ausgenommen. Wäre eine solche Option auch für die Schweiz denkbar? Falls nein, wie will der Bundesrat die Ziele im Inland erreichen?

4. Gasvorkommen befinden sich primär in politisch instabilen Ländern. Wie beurteilt er den Bau solcher Kraftwerke unter dem Aspekt der Versorgungssicherheit?

5. Welche finanziellen Konsequenzen (Erstellung, Betrieb, Strompreis usw.) löst der Bau solcher Kraftwerke aus?

6. Verfügt die Schweiz über die notwendige Gas-Leitungskapazität für den Betrieb solcher Kraftwerke? Falls nein, in welchem Zeitraum wäre eine Aufrüstung des Netzes möglich?

7. Welche anderen fossilen Energieträger könnten allenfalls infrage kommen? Und wie sehen dort die entsprechenden Antworten aus?

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1. Die vom Bundesamt für Energie (BFE) im ersten Halbjahr 2006 eingesetzte Arbeitsgruppe "Standorte und Bewilligungsverfahren für fossil-thermische Kraftwerke" hat die Fragen bezüglich Standortwahl und rechtlicher Aspekte zum Bau von Gas- und Dampfkraftwerken (GuD-Kraftwerken) zuhanden potenzieller Projektanten und der zuständigen Behörden vertieft studiert.

Bevor ein stromgeführtes fossil-thermisches Kraftwerk oder eine wärmegeführte Anlage mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Megawatt gebaut und betrieben werden darf, muss der Betreiber mit dem Bund einen rechtsgültigen Vertrag über die vollständige Kompensation der durch den Betrieb des Kraftwerks verursachten CO2-Emissionen abschliessen.

Gemäss UVP-Verordnung sind thermische Anlagen zur Energieerzeugung mit einer Feuerleistung von mehr als 100 MWth UVP-pflichtig, wobei das kantonale Recht gilt. Die Abklärung der Einflüsse auf die Umwelt geht dem eigentlichen Baubewilligungsverfahren voran. Dieses gliedert sich in den meisten Fällen in drei Teile: kantonales Baubewilligungsverfahren, Plangenehmigungsverfahren für die Gaszuleitung, Plangenehmigungsverfahren für die Hochspannungsleitung. Wird der Dampf mittels Flusswasser kondensiert, ist zusätzlich ein kantonales Konzessionsverfahren durchzuführen. Dazu kommt die Dauer für den Bau des GuD-Blocks, welche die Arbeitsgruppe auf rund zwei Jahre veranschlagt. Je nach Anzahl der Plangenehmigungsverfahren, anzuhörenden Stellen, erhobenen Auflagen und deponierten Beschwerden können somit zwischen dem Start der Umweltverträglichkeitsprüfung und der Erteilung der Betriebsbewilligung vier bis sechs Jahre verstreichen.

Mit dem Inkrafttreten des Sachplans Übertragungsleitungen, voraussichtlich im Jahr 2012, wird sich das Bewilligungsverfahren für Hochspannungsleitungen noch um 6 bis 12 Monate verlängern (SR 734.25; Verordnung über das Plangenehmigungsverfahren für elektrische Anlagen, VPeA, Art. 1a).

2. Die genannte Arbeitsgruppe hat sich in erster Linie mit der Standortfrage befasst. Sie ist zum Schluss gekommen, dass das entscheidendste Kriterium für die Standortauswahl die Nähe zum Hochdruckgasleitungs- und Hochspannungsstromnetz ist. Wichtig sind auch der Platzbedarf, die Kühlungsmöglichkeiten, das Potenzial der Abwärmenutzung und die Frage zentraler oder dezentraler Stromproduktion. In der CO2-Kompensationsverordnung hat der Bundesrat für GuD an neuen Standorten einen minimalen Gesamtwirkungsgrad von 62 Prozent vorgeschrieben. Diese Anforderung bedingt eine Wärmeauskoppelung, um beispielsweise eine Industrieanlage mit Wärme und Dampf zu versorgen, und schränkt die Standortauswahl ein. Für Kraftwerke an Standorten, an denen bereits früher ein Kraftwerk betrieben wurde, gilt ein tieferer Gesamtwirkungsgrad von 58,5 Prozent, der keine Wärmeauskoppelung bedingt. Mit Ausnahme der Ostschweiz eignet sich grundsätzlich das gesamte Mittelland als Standort für GuD-Kraftwerke mit einer elektrischen Leistung um 550 Megawatt. Die Gasnetzdrücke in den Randregionen sind dagegen zu niedrig.

3. Je nach Befeuerung und Leistung emittiert ein Kraftwerk jährlich zwischen 0,5 und 1 Millionen Tonnen CO2. Gemäss geltender Regelung im CO2-Gesetz müssen die Kraftwerkbetreiber diese Emissionen vollumfänglich kompensieren, davon mindestens 70 Prozent mit Kompensationsprojekten innerhalb der Schweiz. Bei dieser Kompensationspflicht handelt es sich nicht um eine Reduktionsmassnahme, die bestehende CO2-Emissionen vermindert. Vielmehr wird damit gewährleistet, dass der Betrieb von Kraftwerken die CO2-Bilanz nicht zusätzlich belastet. In diesem Sinne ist die Kompensationspflicht für Kraftwerke als Stabilisierungsmassnahme und damit als Massnahme sui generis zu qualifizieren. Der Bundesrat ist weiterhin der Ansicht, dass eine 100-Prozent-Kompensation von fossil-thermischen Kraftwerken im CO2-Gesetz erhalten bleiben muss, um die klimapolitischen Ziele nicht zu gefährden.

Die Kosten für die CO2-Kompensation im Inland steigen, je mehr GuD in der Schweiz betrieben werden. Dies kommt daher, dass die Betreiber von GuD ihre CO2-Emissionen mit Kompensationsprojekten innerhalb der Schweiz reduzieren müssen. Je mehr Kraftwerke gebaut werden, desto teurer werden die zusätzlich benötigten Projekte zur Kompensation. Bei mehreren GuD kann dies dazu führen, dass die CO2-Kosten sehr hoch sind und ein Kraftwerk nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden kann. Das Kyoto-Protokoll verlangt, dass die CO2-Emissionen aus der Stromproduktion vollumfänglich in die Berechnung einfliessen. An diese Regel muss sich auch Deutschland halten. In den EU-Staaten sind Kraftwerke obligatorisch in das Emissionshandelssystem (ETS) eingebunden. Ab 2013 muss der Stromsektor alle benötigten Emissionsrechte ersteigern. Die EU-weit verfügbare Obergrenze wird dabei ungeachtet des Zubaus neuer fossil-thermischer Kraftwerke kontinuierlich gesenkt. Würde sich die Schweiz an das Emissionshandelssystem der EU anbinden, könnten Schweizer Kraftwerke - alternativ zur Kompensationspflicht - im revidierten CO2-Gesetz ebenfalls dem ETS unterstellt werden. Sie müssten dann auf dem verknüpften EU-Markt Emissionsrechte ersteigern und könnten ihre CO2-Emissionen auf diese Weise kompensieren. Der Vorteil wäre, dass Gaskombikraftwerke in den EU-Mitgliedstaaten und in der Schweiz gleiche Voraussetzungen bezüglich der CO2-Kompensation hätten. Die Schweiz und die EU haben bereits Verhandlungen über einen bilateralen Staatsvertrag zur Verknüpfung der beiden Emissionshandelssysteme aufgenommen.

4. Die bestätigten Weltreserven an Erdgas reichen beim heutigen Verbrauchsniveau noch gut 60 Jahre, dies ohne Einrechnung der unkonventionellen Ressourcen. Darüber hinaus befinden sich drei Viertel dieser Reserven in Reichweite des europäischen Gasmarktes, d. h. in einer Entfernung von etwa 5000 Kilometer. Durch den wachsenden Handel mit Flüssiggas ist der Markt globaler und flexibler geworden.

Das hiesige Gasbeschaffungs- und Versorgungssystem funktioniert seit 1970 einwandfrei. Swissgas importiert rund 75 Prozent des Erdgases nach einem breit diversifizierten Beschaffungsportfolio. In Langfristverträgen mit Lieferanten aus Europa - u. a. aus Deutschland, den Niederlanden, England und Norwegen - ist auch der Zugriff auf Erdgasspeicher der Lieferanten im Krisenfall festgehalten. Die Regionalgesellschaft Gaznat hat sich zudem Speicherkapazitäten bei Lyon (F) vertraglich gesichert. Hinzu kommt, dass in einer Versorgungskrise sogenannte Zweistoffverbraucher zugunsten von Einstoffverbrauchern auf andere Energieträger (Erdöl) umgestellt werden. Zweistoffanlagen können sowohl mit gasförmigem als auch mit flüssigem Brennstoff betrieben werden. Für diese Zweistoffverbraucher bestehen Pflichtlager (Heizöl) im Umfang von 4,5 Monaten Normalverbrauch. Durch die Umschaltung der etwa 7500 Grossverbraucher mit Zweistoffanlagen kann innert kurzer Frist eine Reduktion des Gasverbrauchs um rund 40 Prozent zugunsten der Kleinverbraucher erreicht werden.

Bei der Überprüfung der Grundlagen der Energiepolitik werden auch die möglichen Konsequenzen für die Gasversorgungssicherheit der Schweiz betrachtet, die der Bau von Gaskombikraftwerken als Technologie zur Überbrückung der Stromlücke mit sich bringen würde. Dabei wird auch der internationale Aspekt der Beschaffungsrisiken betrachtet.

5. Die Kosten für die Erstellung und den Betrieb von Anlagen für verschiedene Stromproduktionstechnologien wurden in den "Energieperspektiven 2035" (Band 5, Elektrizitätsangebot) untersucht. Detaillierte Angaben zu Kosten einzelner Technologien sind dort nachzulesen.

Es ist davon auszugehen, dass seit der Publikation dieser Studie keine grossen Veränderungen bei den Investitionskosten für die Erstellung fossil-thermischer Kraftwerke stattgefunden haben. Die unter der aktuellen Verbrauchsentwicklung in der Schweiz zukünftig notwendige Bereitstellung neuer Produktionskapazitäten wird generell zu einem Kostenanstieg in der Stromversorgung führen. Die heutigen Kosten sind aufgrund der bereits weitgehend abgeschriebenen Schweizer Wasser- und Kernkraftwerke relativ tief. Neue Gaskombikraftwerke - und in geringerem Mass auch WKK-Anlagen - sind pro installierte Leistungseinheit (kW) in der Erstellung und auch im Betrieb (ohne Brennstoffkosten) weniger kostenintensiv als Neubauten von Kernkraftwerken, Grosswasserkraftwerken oder Anlagen, die auf neuen erneuerbaren Energien (Fotovoltaik oder Wind) basieren.

Andererseits werden die Stromgestehungskosten fossil-thermischer Kraftwerke im Vergleich zu Kernenergie und erneuerbaren Energien viel stärker durch die variablen Brennstoffkosten und die Kosten für die CO2-Kompensation bestimmt. Neben den Gestehungskosten werden die Strompreise für Endkonsumenten auch stark von anderen Faktoren beeinflusst, insbesondere von den Netzkosten - welche rund die Hälfte ausmachen - und den Abgaben an die öffentliche Hand. Für Haushalte macht der Anteil der Energieproduktion rund 40 Prozent des Strompreises aus. Auch bei diesem Energieanteil ist eine Aussage zum Einfluss einer einzelnen Produktionstechnologie oder Anlage kaum möglich, weil die Zusammensetzung des gesamten Produktionsportfolios und teilweise der internationale Stromhandel preisbestimmend sind. Die Entwicklung der schweizerischen Strompreise und der Einfluss verschiedener Bestimmungsfaktoren werden im Bericht zum Postulat Stähelin 08.3280 näher erläutert. Dieser Bericht wird demnächst dem Bundesrat vorgelegt.

6. Die vom BFE eingesetzte Arbeitsgruppe "Standorte und Bewilligungsverfahren für fossil-thermische Kraftwerke" und der Verband der schweizerischen Gasindustrie (VSG) betrachten das Hochdrucknetz von Swissgas und der Regionalgesellschaften als ausreichend dimensioniert, um die nötigen Erdgasmengen an die meisten denkbaren Kraftwerkstandorte zu transportieren. In den meisten Fällen muss aber eine Stichleitung vom Hochdrucknetz bis zum Kraftwerkstandort gebaut werden. Kleinere, dafür in der Nähe dichtbesiedelter Räume positionierte GuD-Anlagen bieten bessere Möglichkeiten für eine wirtschaftliche Abwärmenutzung. Die Bauzeit einer Hochdruckgasleitung kann sehr unterschiedlich ausfallen, wie die vom BFE in den letzten Jahrzehnten bewilligten Projekte zeigen. Für die Realisierung einer 4 Kilometer langen Stichleitung zwischen Chessel und Chavalon rechnet die Firma Gaznat mit 18 Monaten, nicht zuletzt wegen der schwierigen Bergfahrt bis zum Gaskraftwerk.

7. Der fossile Energieträger Kohle kommt in der Schweiz nicht als Alternative zu Erdgas infrage. Folgende Gründe sprechen dagegen: hoher CO2-Ausstoss, fehlende Akzeptanz in der Bevölkerung, lange Importwege und das Kaum-vorhanden-Sein von Standorten für Kohleverstromung in der Schweiz. Beim Energieträger Erdöl würde höchstens die Verstromung des in den Raffinerien in Cressier und Collombey produzierten Heizöls Sinn machen. Da dieses Nebenprodukt in der Schweizer Industrie kaum noch Verwendung findet, werden 0,3 bis 0,4 Millionen Tonnen pro Jahr vor allem als billiger Treibstoff für den Seetransport (Bunker-Fuel) exportiert. Die Verstromung dieses Schwerheizöls in einem modernen inländischen Kraftwerk wäre global betrachtet sinnvoller als dessen Verwendung als Schiffstreibstoff.

Antwort des Bundesrates.