Die Axpo setzt Milliarden in den Glarner Kalk

Nächsten Monat wird «Linthal 2015» eingeweiht. Das 2,1 Milliarden teure Pumpspeicher-Kraftwerk ist ein Meisterwerk der Baukunst. Doch für die Stromversorgung ist es auf absehbare Zeit überflüssig. Ökonomisch droht ein Riesenverlust.

Pumpspeicherwerk Limmern Linthal 2015

(Bild: Fridolin Walcher)

Nächsten Monat wird «Linthal 2015» eingeweiht. Das 2,1 Milliarden teure Pumpspeicher-Kraftwerk ist ein Meisterwerk der Baukunst. Doch für die Stromversorgung ist es auf absehbare Zeit überflüssig. Ökonomisch droht ein Riesenverlust.

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.

Der Probebetrieb dauert noch einige Wochen. Im September wird dann die Staumauer mit viel Prominenz eingesegnet. Bis Ende 2016 nehmen zwei von vier Maschinengruppen den Betrieb auf. Ab Mitte 2017 folgt der Vollbetrieb. Danach können die Pumpen mit einer Spitzenleistung von 1000 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 das Volumen verdreifacht (auf 25 Millionen Kubikmeter), bleibt der Muttsee eine Kurzzeit-Batterie; dies im Unterschied zu Saison-Speicherwerken wie etwa Grimsel oder Grande Dixence.

Ein Bau der Superlative: das stärkste Pumpspeicher-Kraftwerk, die längste Staumauer, das höchste Speicherbecken.

Speicher- und Pumpspeicher-Werke dienen dazu, die Schwankungen im Stromverbrauch auszugleichen und damit das Stromnetz zu stabilisieren. Hochgepumpt wird das Wasser 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.

«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 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.

So präsentiert die Axpo den Bau im Video:

Ebenso gigantisch ist der Preis: 2,1 Milliarden Franken hat der Stromkonzern Axpo 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 dieser Zeitung.

«Wir haben das Projekt damals durchgerechnet und befanden es als zu riskant.»

Peter Wiederkehr, Axpo-Chef 1993–2002

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.

Zur Stabilisierung des Stromnetzes sind neue Pumpspeicher-Kraftwerke SW zurzeit überflüssig.  

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 Kasten: «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.   

«Langfristig gehen wir aufgrund der Vorteile der PSW von einem rentablen Betrieb aus.» 

Axpo-Sprecher Antonio Sommavilla

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», 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.»

«Linthal 2015» – scharf berechnet

Wie hoch Rendite oder Verlust von «Linthal 2015» während der geplanten 80-jährigen 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 Prozent (*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.

Konversation

  1. Die Stromproduktionskosten nähern sich mittel- bis langfristig gegen null an, und wie viel dann wohl der Unterschied zwischen Spitzen- und Pumpstrom beträgt?

    Richtig, auch null, ein weiterer Nagel im Sarg der ewiggestrigen AKW-Betreiber.

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  2. Die Marge fiel als zum Beispiel Italien 2012 massiv Solarenergie zubaute. Die Sonne passt besser zu unserem Bedarfsprofil als ein Bandstromer.
    Wetterbedingte Ausgleichleistung bringen weniger Volllasstunden als Tagesschwankungen. Rentieren werden solche Batterien also erst wieder wenn praktisch kein Atom- oder Kohlekraftwerk mehr läuft. Dann aber anders herum wie heute: tags raufpumpen nachts runterlassen.

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  3. Wahrscheinlich ist es sinnvoller, jedem Verbraucher so eine Kiste in Grösse einer Waschmaschine ins Haus zu stellen mit dem Versprechen, dass man auch bei Stromausfall damit noch mindestens zwei bis fünf Stunden Strom hat, weil eben Akkus darin sind.
    So käme man zu vielen kleinen, viel näher am Verbraucher gelegenen Speichern, als diese abgelegenen Modelle, die demgegenüber wie Dinosaurier wirken.
    Der Weg von irgendeiner Solaranlage oder E-Mühle zum nächsten Verbraucher ist meist viel kürzer, als hier von „tief drin“ zu den Leuten.

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  4. Bei einer Laufzeit von 80 Jahren ist es sinnlos, positive Annahmen zu kritisieren. Der Europäische Strommarkt kann in 40 Jahren ganz anders aussehen, als heute angenommen wird. Das PSKW kann sich gut zum Goldesel enrwickeln, zumal erneuerbare Energien solche Energiespeicher benötigen!

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  5. Da haben unsere Stromkonzerne ganz einfach auf das falsche Pferd gesetzt weil sie die Zeichen der Zeit stur ignorierten. Das ist eine grandiose Fehlleistung des Managements unter Chef Karrer – umso mehr, als sein Vorgänger dieses Vorhaben noch als zu riskant eingestuft hat.
    Was mich am meisten stört, ist die Schuldzuweisung an Deutschland, das mit seiner Förderung des Solar- und Windstroms unseren Konzernen das lukrative Geschäft vermasselt hat.
    Immerhin kann der See nun als zusätzlicher Puffer für die Solar- und Windstromproduktion genutzt werden.

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    1. Das ist doch gerade der punkt das dieser puffer auch hinreichend vergütet wird.
      Davon ist doch eigentlich auch auszugehen . Ich bin verwundert das dud prognose anders aussehen soll .

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