Die Kosten des Atomausstiegs, die sich bisher als Mehraufwendungen in den Buchhaltungen von Stromversorgern und öffentlicher Hand niederschlagen, sind überschaubar. Dabei handelt es sich um Abschreibungen aktivierter Vorleistungen für die Neubauprojekte. Auch die Verbraucher wurden bisher kaum belastet – schliesslich bleiben die bestehenden Kraftwerke bis auf weiteres am Netz. Wie gross die volkswirtschaftlichen Kosten sind, hängt daher im Wesentlichen von der Wahl der künftigen Versorgungsstrategie ab. Genauer gesagt gilt es, die Mehrkosten einer Alternativstrategie (bei Verbrauchern und Produzenten) gegenüber der Referenzstrategie «Bau neuer Kernkraftwerke» zu ermitteln. Es geht also um die Abschätzung der sogenannten Opportunitätskosten. Der Begriff bezeichnet den bei der Wahl einer Alternative entgangenen Nutzen einer anderen Option. In der Energiestrategie 2050 hat der Bundesrat seine Vorstellungen über das künftige Stromangebot konkretisiert. Neben dem Bau von Gas- und Grosswasserkraftwerken sollen vor allem neue erneuerbare Energien die Stromnachfrage decken. Weil die Annahme eines längerfristig stabilen oder gar sinkenden Stromverbrauchs eher unrealistisch optimistisch ist, dürften auch Stromimporte eine relevante Rolle spielen.
Opportunitätskosten von Gas- und Importstrategien
Sowohl der Bau von Grosskraftwerken als auch Importe stellen im Grunde Marktstrategien dar, die ohne Subventionen auskommen (sollten). Für Produzenten und Verbraucher gelten daher Marktpreise, die in einem internationalen Kontext gebildet werden (vgl. Grafik). Aufgrund der unvollständigen Marktöffnung und der Gestehungskosten-Regel in der Grundversorgung sind jedoch Grosshandelspreise für Schweizer Endkunden bisher nur begrenzt relevant. In vielen Regionen liegen die faktisch regulierten Tarife deutlich unter dem Marktniveau – was Konsum und Investitionen unnötig verzerrt. Durch eine weitere Marktöffnung würden sich die Tarife über alle Regionen angleichen und vermehrt am Grosshandel in Europa orientieren.
Die volkswirtschaftlichen Kosten des Atomausstiegs, die bei den Konsumenten in Form höherer Tarife anfallen (geringere Konsumentenrente), müssen daher vom Effekt der Marktöffnung separiert werden. Etwas überspitzt formuliert ist es für Schweizer Verbraucher unter Marktbedingungen nicht relevant, ob der Strom aus inländischen oder ausländischen Kraftwerken stammt – jedenfalls solange die Netz- und Kraftwerkskapazitäten eine stabile Versorgung garantieren. Denn Grösse und Struktur des inländischen Kraftwerkparks beeinflussen das Preisniveau nur marginal. Bestenfalls könnten neue inländische Kernkraftwerke dazu beitragen, dass die Schweiz anstelle des italienischen das etwas tiefere deutsche Preisniveau übernimmt.
Die Nachteile des Atomausstiegs manifestieren sich daher eher bei den Stromproduzenten, deren Strategieoptionen eingeschränkt werden. Um diese Kosten zu bestimmen, müsste der entgangene Gewinn der Option Kernkraft ermittelt werden (geringere Produzentenrente). Im gegenwärtigen europäischen Markt mit Überkapazitäten und tiefen Preisen spricht jedoch vieles gegen die Profitabilität neuer Kernkraftwerke. Wegen des Booms beim unkonventionellen Gas (welches wiederum die Strompreise bestimmt) könnte diese Situation noch länger anhalten.
Teure Subventionen für erneuerbare Energien
Die Kosten der Teilstrategie «Förderung erneuerbare Energien» tragen die Verbraucher direkt, denn die Finanzierung der zusätzlichen Fördermittel erfolgt über einen Zuschlag auf der Stromrechnung. Vorgesehen ist eine Anhebung des KEV-Zuschlags von heute 0.45 auf 1.82 Rp./kWh im Jahr 2035. Die von den Verbrauchern zu tragenden Mehrkosten entsprechen der Differenz zwischen Marktpreis und staatlich festgelegtem Fördersatz. Beide Parameter lassen hohe volkswirtschaftliche Kosten vermuten. Einerseits dürften die Marktpreise mittelfristig moderat bleiben (vgl. oben). Anderseits sind die Ausbaupotenziale bei Wind, Biomasse und Kleinwasserkraft sehr beschränkt, weshalb v.a. die Photovoltaik zum Zuge kommen dürfte. Nach wie vor aber ist diese – trotz Lernkurven- und Skaleneffekten – besonders teuer im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien (v.a. Wind an guten Standorten im Ausland). Heute wird sie mit etwa 28 bis 49 Rp./kWh abgegolten, die Preise für Spitzenlast am Markt EEX liegen dagegen unter 10 Rp./kWh. Daneben fallen weitere Kosten mit dem Umbau des Stromnetzes an. Solche Anpassungen sind nötig, weil das Netz von einer zentralen Produktion auf eine vermehrt dezentrale und stochastische Produktion ausgerichtet werden muss.
«Eile mit Weile» wäre auch eine Strategie
Die Kosten der «Energiewende» werden ausserdem durch die Zeitspanne der Umsetzung beeinflusst. Sie lassen sich reduzieren, wenn dem Prozess ausreichend Zeit eingeräumt wird. Damit verbunden ist einerseits eine grössere Offenheit für neue, womöglich attraktivere Technologien – sowohl bei erneuerbaren als auch bei fossilen oder nuklearen Energien. Anderseits können viele aufwändige Anpassungen bei den Netzinfrastrukturen im Zuge der allgemeinen Erneuerungen erfolgen. Die derzeitige Situation am europäischen Strommarkt liesse eine solche «Eile-mit-Weile-Strategie» zu. Ohnehin sprechen die hohen standortspezifischen Kosten bei den erneuerbaren Energien aber auch den konventionellen Kraftwerken sowie der starke Franken vorab für eine Erhöhung des Importanteils. Das heisst nicht, dass es für die Politik keinen Handlungsbedarf gibt. Doch sollte nicht sie, sondern der Markt über die Zusammensetzung des Stromangebots bestimmen. Aufgabe der Politik wäre es vielmehr, Rahmenbedingungen für einen funktionierenden Markt und Handel zu schaffen – dazu gehören die vollständige Marktöffnung, die Beseitigung künstlich tief gehaltener Stromtarife sowie eine effektivere Integration in den europäischen Kontext.
Lesen Sie zu diesem Thema auch das Interview mit Urs Meister im «Tagesanzeiger».
