Axpo hat Milliarden in den Glarner Kalk gesetzt

Eine kahle Gebirgslandschaft auf der einen, eine lange Staumauer auf der andern Seite umranden das Wasser. Mit 2474 Meter über Meer ist der Spiegel des Muttsees im hinteren Glarnerland gegenwärtig so hoch wie nie zuvor. Denn in den letzten Wochen haben die Speicherpumpen, die 700 Meter tiefer in der neuen unterirdischen Zentrale des Kraftwerks «Linthal 2015» rotieren, das Staubecken mit Wasser aus dem Limmernsee zum ersten Mal gefüllt. Jetzt wird gemessen, ob die neue Staumauer hält, was die Berechnungen versprechen.

Glättet Verbrauchsschwankungen

Der Probebetrieb dauert noch einige Wochen. Im September wird dann die Staumauer in Anwesenheit von viel Prominenz eingesegnet. Bis Ende 2016 nehmen zwei von vier Maschinengruppen den Betrieb im neuen Kraftwerk auf. Ab Mitte 2017 folgt der Vollbetrieb. Danach können die Pumpen mit einer Spitzenleistung von tausend Megawatt den Muttsee innerhalb von 45 Stunden füllen. Und die Turbinen mit der gleichen Leistung werden das heraufgepumpte Wasser innert 35 Stunden wieder verstromen. Obwohl die neue Staumauer sein Volumen verdreifacht (auf 25 Millionen Kubikmeter), bleibt der Muttsee eine Kurzzeit-Batterie; dies im Unterschied zu Saison-Speicherwerken wie etwa Grimsel oder Grande Dixence.

Speicher- und Pumpspeicher-Werke dienen dazu, die Schwankungen im Stromverbrauch auszugleichen und damit das Stromnetz zu stabilisieren. Gepumpt wird bevorzugt nachts und am Wochenende, wenn die Nachfrage nach Strom klein und die Preise tief sind. An Werktagen lassen die Betreiber das Wasser auf die Turbinen hinunter rauschen und produzieren damit Spitzenstrom. Weil das Hochpumpen mehr Strom verschlingt, als das Kraftwerk mit dem hochgepumpten Wasser turbinieren kann, muss der Preis des Spitzenstroms mindestens 22 Prozent höher sein, um allein die Kosten des Pumpstroms zu decken.

Wirtschaftlich hochriskant

«Linthal 2015» ist ein Bau der Superlative: Das stärkste Pumpspeicher-Kraftwerk (PSW) der Schweiz. Mit der längsten inländischen Staumauer. Mit dem höchsten Speicherbecken in Europa. Wer die unterirdische Kraftwerkzentrale besichtigt, die im Ausmass dem Petersdom in Rom gleicht, und wer den Bau von Stollen und Staumauer, die Installation der schweren Turbinen und Transformatoren verfolgt hat, ist beeindruckt von den Leistungen der Ingenieure und Arbeiter. Vielleicht auch entsetzt über die Gewalt, mit der Menschen mit schwerem Gerät dem Berg zu Leibe rückten.

Ebenso gigantisch ist der Preis von «Linthal 2015»: 2,1 Milliarden Franken hat der Stromkonzern Axpo dafür im Glarner Kalk verlocht. Das sind mehr als zwei Millionen Franken pro Megawatt Leistung. Zum Vergleich: Für ihr geplantes PSW «Grimsel 3» budgetierten die Kraftwerke Oberhasli (KWO) eine Million Investitions-Franken pro Megawatt-Leistung, also weniger als die Hälfte. Trotzdem haben die KWO ihr billigeres Projekt 2013 mangels Rentabilität sistiert. «Künftig lassen sich solche Kraftwerke nicht mehr allein aus der Marge zwischen Pump- und Spitzenstrom finanzieren», sagte der damalige KWO-Direktor Gianni Biasiutti gegenüber Infosperber («Strom: Wer zu früh baut, den bestraft der Markt»).

Frühe Warnungen verpufften

Wirtschaftliche Bedenken gegenüber dem Werk in Linthal gab es schon früh: «Wir haben das Projekt damals durchgerechnet und befanden es als zu riskant», sagt auf Anfrage Peter Wiederkehr, der die Axpo (früher NOK) von 1993 bis 2002 als Direktionspräsident leitete. Und der Aargauer Energieingenieur Heini Glauser schrieb in der NZZ vom 19. Dezember 2005: «Die Preisdifferenz zwischen Band- und Spitzenenergie wird abnehmen. Es erstaunt daher, dass heute Pumpspeicher-Projekte wie Pilze aus dem Boden schiessen, die wahrscheinlich erst dann betriebsbereit werden, wenn die heutigen Margen Vergangenheit sind.»

Trotz solchen Warnungen entschied das spätere Axpo-Management, angeführt vom heutigen Economiesuisse-Präsidenten Heinz Karrer, den 2,1 Milliarden Franken teuren Bau zu verwirklichen. Im Herbst 2009 gab der Verwaltungsrat ebenfalls grünes Licht, nachdem die Planungs- und Vorbereitungsarbeiten bereits 200 Millionen Franken verschlungen hatten. Gemäss damaliger Doktrin sollte «Linthal 2015» primär dazu dienen, Bandstrom aus Atomkraftwerken zu Spitzenstrom zu veredeln. Denn 2009 plante die Axpo noch den Bau eines neuen Atomkraftwerks in Beznau, das die beiden alten Beznau-Reaktoren ersetzen sollte.

Marge für Spitzenstrom sank

Seither änderten die Verhältnisse. Die Finanz- und Wirtschaftskrise liess ab 2009 die Nachfrage nach Strom in Europa sinken. Die Überkapazitäten in der Stromproduktion stiegen, und die Preise auf dem Strommarkt sanken. Das Angebot an Spitzen- und «Regelenergie», welche die Schwankungen im Stromnetz glättet, ist schon vor der Inbetriebnahme des neuen PSW in Linthal grösser als der Bedarf, bestätigt der Übertragungs-Netzbetreiber Swissgrid. Mit andern Worten: Zur Stabilisierung des Stromnetzes sind die neuen PSW (neben Linthal auch Nant de Drance im Wallis) zurzeit überflüssig.

Aus diesen Gründen schrumpfte auch die Marge zwischen Pump- und Spitzenstrom; diese Differenz verminderte sich im Schnitt von rund vier Rappen im Spitzenjahr 2008 auf weniger als einen Rappen pro Kilowattstunde (kWh) im laufenden Jahr. Diese Marge wird bis mindestens 2020 tief bleiben. Um die vollen Betriebs- und Kapitalkosten von «Linthal 2015» zu decken, so zeigen selbst optimistische Kalkulationen (siehe Text unten: «Linthal 2015 – scharf berechnet»), müsste die Preisdifferenz zwischen Pump- und Spitzenstrom auf fünf bis sechs Rappen pro kWh steigen. Das ist in absehbarer Zukunft wenig wahrscheinlich.

«Rentabel» oder «Riesenflop»

Trotzdem gibt sich die Axpo optimistisch. Nach ihrer neuen Doktrin dient Linthal 2015 primär dazu, die zunehmende und schwankende Produktion von Wind- und Solarstrom zu glätten. «Regelenergie ist ein Trumpf des neuen, mit modernsten Pumpturbinen ausgerüsteten PSW Limmern», teilt Axpo-Sprecher Antonio Sommavilla mit und analysiert die Zukunft des Axpo-Werks in Linthal wie folgt: «Die nächsten Jahre werden aufgrund der aktuellen Marktsituation sicher schwierig. Langfristig gehen wir aber aufgrund der Vorteile der PSW von einem rentablen Betrieb aus.»

Der PSW-Kritiker und frühe Warner Heini Glauser hingegen sagt heute: «Das ganze Projekt ist ein riesiger Investitionsflop und muss von Axpo so schnell wie möglich auf Null abgeschrieben werden. Im ungünstigsten Fall kann die Anlage sogar ohne Kapitalkosten nur defizitär betrieben werden.»

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Linthal 2015 – scharf berechnet

(hpg) Wie hoch Rendite oder Verlust von Linthal 2015 während der geplanten 80jährigen Laufzeit ausfallen, werden unsere Urenkel 2097 erfahren. Das Resultat hängt von einer Reihe von Unbekannten ab. Die folgende Kalkulation zeigt, wie hoch die Marge zwischen Pump- und Spitzenstrom sein muss, um allein die Strom- und Kapitalkosten zu decken; dies bei folgenden (*optimistischen) Annahmen:

• Die Anlage wird während 80 Jahren amortisiert (*wesentliche Erneuerungen fallen schon früher an).

• Der Kapitalzins beträgt 2 % (*bei der Entschädigung des Netzmonopols rechnet der Bund für 2017 mit 3,8 %).

• Der mittlere Preis für Pumpstrom beträgt 3 Rappen pro kWh.

• Im Betrieb rechnen wir pro Jahr mit 2000 Volllast-Pump- und 1550 Volllast-Produktionsstunden (*bei bestehenden PSW ist die Auslastung tiefer).

Mit diesen optimistischen Annahmen führt die Rechnung zu folgenden Resultaten:

• Zum Pumpen braucht es pro Jahr 2000 Millionen kWh Strom. Bei einem Preis von 3 Rappen/kWh resultieren Jahreskosten von 60 Millionen Franken für den Pumpstrom.

• Um allein die Kosten für den Pumpstrom zu decken, braucht es für die daraus resultierende Produktionsmenge von 1550 Millionen kWh einen mittleren Erlös von 3,9 Rappen/kWh oder eine Marge von 0,9 Rappen/kWh.

• Um mit den 1550 Millionen kWh Spitzenstrom die Kapitalkosten von 55 Millionen Franken/Jahr zu decken, ist ein zusätzlicher Erlös von 3,5 Rappen pro kWh notwendig.

Fazit: Um allein die Kosten von Pumpstrom plus Kapital zu decken, muss der Erlös für den Spitzenstrom im Schnitt 4,4 Rappen/kWh höher sein als die Kosten für den Pumpstrom. Berücksichtigt man auch die übrigen Betriebs-, Unterhalts- sowie die Erneuerungskosten, braucht es eine Marge von 5 bis 6 Rappen/kWh. Zum Vergleich: Im laufenden Jahr beträgt die Differenz zwischen Pumpstrom (off peak) und Spitzenstrom (peak) auf dem europäischen Spotmarkt im Schnitt rund einen Rappen/kWh.