Der Bundesrat wird beauftragt, einen Bericht vorzulegen \u00fcber die n\u00f6tigen Rahmenbedingungen f\u00fcr die langfristige Sicherung der Stromproduktionskapazit\u00e4ten durch Massnahmen zur Verbesserung der Investitionssicherheit im teilliberalisierten Strommarkt, unabh\u00e4ngig von der Art der Stromerzeugung bzw. unter Ber\u00fccksichtigung s\u00e4mtlicher Stromerzeugungsarten. Damit sollen Wege aufgezeigt werden, wie die heutigen unterschiedlichen und befristeten F\u00f6rderbestimmungen durch eine langfristige und nicht befristete generelle Regelung \u00fcber alle Stromerzeugungsarten abgel\u00f6st werden k\u00f6nnen.
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Der Bau vieler bestehender Stromproduktionsanlagen (Wasserkraftwerke, Kernkraftwerke) geschah in der Zeit vor der Markt\u00f6ffnung. Die Kraftwerkbetreiber konnten in dieser Zeit ihren Strom zu einem Preis verkaufen, der ihnen die Deckung der Kosten garantierte. Entsprechend sicher waren deshalb Investitionen in Kraftwerke.
Seit der Teilliberalisierung des Strommarkts gibt es diese Sicherheit nicht mehr. Nur noch Stromproduzenten von erneuerbarer Energie, die gleichzeitig als Endversorger ihren Strom direkt an die gebundenen Endverbraucher (bis 100 MWh Verbrauch pro Jahr) verkaufen, d\u00fcrfen und m\u00fcssen kostendeckende Preise verlangen. Diese Regel, eingef\u00fchrt zum Schutz der Stromkonsumenten, ist gleichzeitig auch ein Schutz der Stromproduzenten in Tiefpreisphasen. Sollte der Strommarkt einst vollst\u00e4ndig liberalisiert werden, f\u00e4llt dieser Schutz jedoch weg.
Insgesamt bedeutet dies, dass bei den Investitionen in neue Kraftwerke jeglicher Art sowie bei den Investitionen zur Sanierung und zum Ausbau bestehender Kraftwerke eine grosse Unsicherheit bez\u00fcglich der Strompreisentwicklung im freien Markt besteht. Die Kraftwerkbauer k\u00f6nnen nicht mehr, wie vor der Markt\u00f6ffnung, ihre Kosten einfach auf die Strompreise \u00fcberw\u00e4lzen. Insbesondere bei kapitalintensiven Kraftwerken, die auf Laufzeiten von 20, 30, 40, 50 oder mehr Jahren angelegt sind, er\u00f6ffnen sich damit grosse Risiken, weil niemand garantieren kann, ob die langfristigen Marktpreise die Investitions- und Betriebskosten werden decken k\u00f6nnen. Umgekehrt kann diese Ausgangslage auch als unternehmerische Chance gesehen werden, falls die langfristigen Marktpreise hoch sind und \u00fcber den Investitions- und Betriebskosten liegen.
Im Rahmen ihres Auftrags zur Sicherung der Energieversorgung gem\u00e4ss Art. 8 des Energiegesetzes EnG ist es Aufgabe von Bund und Kantonen, mit geeigneten Rahmenbedingungen die Stromversorgung zu sichern und dabei mit der Energiewirtschaft zusammenzuarbeiten.
Um diesen Auftrag zu erf\u00fcllen, sind geeignete Rahmenbedingungen zur Verbesserung der Investitionssicherheit im heutigen teilweise liberalisierten Strommarkt zu pr\u00fcfen. Bis 2035 wird die Investitionssicherheit durch die F\u00f6rdermassnahmen gem\u00e4ss Energiegesetz abgedeckt. F\u00fcr die Zeit danach ist jedoch das Investitionsrisiko wie oben beschrieben hoch, weshalb dann das F\u00f6rderprogramm durch Rahmenbedingungen abgel\u00f6st werden muss, welche das Investitionsrisiko begrenzen, und zwar f\u00fcr jegliche Art von Stromproduktion, auch f\u00fcr die erneuerbaren Energien, wo der Rechtsrahmen ab 2036 ebenfalls wegf\u00e4llt. Vom Begriff F\u00f6rderung ist jedoch wegzukommen, es muss bei allen Stromproduktionsarten in Zukunft um die Begrenzung des Investitionsrisikos gehen. Damit k\u00f6nnen einerseits die n\u00f6tigen Investitionen im gesamten Stromerzeugungsbereich kontinuierlich ausgel\u00f6st und gesichert werden. Andererseits w\u00fcrde die neuen Rahmenbedingungen auch den Strombez\u00fcgern eine grosse Sicherheit geben, einen Strompreis entrichten zu m\u00fcssen, der sich haupts\u00e4chlich an den Kosten orientiert und somit dem volatilen Strommarkt viel weniger ausgesetzt w\u00e4re.
M\u00f6gliche Massnahmen (unter anderen) k\u00f6nnten zum Beispiel sein:
Gleitende Marktpr\u00e4mie mit \u00abContract for Difference\u00bb. Bei diesem Modell, in vielen europ\u00e4ischen L\u00e4ndern breit eingef\u00fchrt und bew\u00e4hrt, wird der Strom nach Erstellung einer Stromerzeugungsanlage, und zwar jeglicher Art, vom Ersteller auf dem Markt verkauft. Der Staat handelt mit dem Ersteller auf Basis der Investitionskosten einen Preis pro kWh oder MWh aus, den sogenannten Gestehungskostenpreis. Ist sodann der Marktpreis tiefer als der Gestehungskostenpreis, so wird dem Ersteller (als Betreiber) der Stromerzeugungsanlage die Differenz zum vereinbarten Gestehungskostenpreis aus dem Netzzuschlagsfonds verg\u00fctet. Liegt der Marktpreis \u00fcber dem Gestehungskostenpreis, so verg\u00fctet der Ersteller (als Betreiber) die Differenz dem Netzzuschlagsfonds. Dieses Modell wird heute bereits teilweise umgesetzt. Abzukl\u00e4ren w\u00e4re, wie eine fl\u00e4chendeckende Ausbreitung dieses Modells \u00fcber die gesamte Stromproduktion aussehen k\u00f6nnte und welche Folgen dies h\u00e4tte f\u00fcr die Versorgungssicherheit, die Strompreisentwicklung und die Beanspruchung des Netzzuschlagsfonds. Abzusch\u00e4tzen w\u00e4re auch, wie hoch die Gestehungskostenpreise f\u00fcr jede Art von Stromerzeugung (insbesondere: Wasserkraft, Photovoltaik, Windkraft, Kernkraft) ausfallen w\u00fcrde, auch in Abh\u00e4ngigkeit der Betriebsdauer einer Stromerzeugungsanlage.
Power Purchase Agreement. Es sind aufzuzeigen, welche Rahmenbedingungen die vermehrte Errichtung von langfristigen Bezugsvertr\u00e4gen zwischen Strombez\u00fcgern und Stromproduzenten (PPA) n\u00f6tig w\u00e4ren und welchen Beitrag diese Vertr\u00e4ge zur F\u00f6rderung von Investitionen in Stromerzeugungsanlagen liefern k\u00f6nnten.
Long-Term Contracts (LTC). Es sind geeignete Rahmenbedingungen zu entwickeln, welche den Abschluss von langfristigen Bezugsvertr\u00e4gen zwischen Endverteiler-Organisationen und den Stromproduzenten (Long-Term Contracts LTC) erm\u00f6glichen, insbesondere auch unter dem Blickwinkel des Wettbewerbs- und Beschaffungsrecht.
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